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PEP-PDVSA informe documento PDV def

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UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNINDES
USB
FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
Informe Técnico
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL
SISTEMA PARAGUANÁ
Diciembre 2010
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Índice general
I)
INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 14
I.1)
ANTECEDENTES ............................................................................................................. 14
I.2)
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO PEP ................................................................................ 14
II)
CONTENIDO DEL INFORME TÉCNICO ............................................................................... 15
III)
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y PREMISAS DE CÁLCULO .................................................. 17
III.1)
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ (PEP)................................................................................. 17
III.2)
RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ (RESP) ........................................................... 21
III.2.A) Descripción del sistema............................................................................................... 21
III.2.B) Definición de las barras y de las ramas (nexos) de la RESP ............................................. 24
III.2.C) Fortalezas y debilidades del sistema ............................................................................. 27
III.3)
PREMISAS DE CÁLCULO .................................................................................................. 31
IV)
ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EÓLICA DEL PEP ........................................................ 35
V)
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO ............................ 40
VI)
ESTIMACIÓN DE LA PENETRACIÓN EÓLICA EN LA RESP ................................................. 42
VII)
VI.1)
PENETRACIÓN EÓLICA MEDIA DE POTENCIA .................................................................... 44
VI.2)
PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA ......................................................... 46
RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN PERMANENTE ......................................... 52
VII.1) ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA (FC) ............................................................................... 53
VII.1.A) CASOS Y ESCENARIOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RESP......................................... 53
VII.1.B) ESCENARIOS DE GENERACIÓN/DEMANDA DE LA RESP .................................................. 54
VII.1.C) RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RESP ..................................................... 58
VII.1.D) CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO DE FC DE LA RED INTERNA DEL PEP ....................... 84
VII.1.E) RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RED INTERNA DEL PEP ............................ 84
VII.2) ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS (AC) ................................................................................. 97
VII.2.A) ALCANCES Y METODOLOGÍA UTILIZADA ...................................................................... 97
VII.2.B) CASOS DE ESTUDIO ................................................................................................... 98
VII.2.C) RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CONTIGENCIAS ........................................................... 99
VII.3) ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO (CC) ............................................................................. 104
VII.3.A) ALCANCES Y METODOLOGÍA UTILIZADA .................................................................... 104
VII.3.B) CASOS DE ESTUDIO DE CC DE LA RESP ..................................................................... 105
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VII.3.C) RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RESP .......................................................... 106
VII.3.D) ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RESP....................................... 114
VII.3.E) CASOS DE ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP............................................ 115
VII.3.F) RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP ................................ 115
VII.3.G) ANÁLISIS DE RESULTADOS: ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP .................. 121
VII.4) ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA ARMÓNICO (FCA) .......................................................... 121
VII.4.A) INTRODUCCIÓN Y METODOLOGÍA USADA .................................................................. 121
VII.4.B) CARGAS CONTAMINANTES........................................................................................ 125
VII.4.C) CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ARMÓNICO .......................... 127
VII.4.D) RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FCA .................. 130
VIII) RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN TRANSITORIO ...................................... 152
VIII.1) INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 152
VIII.2) CASOS DE ESTUDIO ..................................................................................................... 152
VIII.3) ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE FALLAS EN EL SISTEMA .............................................. 153
VIII.3.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA ............................ 153
VIII.3.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA...................................... 158
VIII.3.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA ........... 182
VIII.4) ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP ............................ 182
VIII.4.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP .......... 182
VIII.4.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP.................... 184
VIII.4.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS: DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP ............................... 194
VIII.5) ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE RAMPAS DE VIENTO ................................................... 194
VIII.5.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE EVENTOS DE RAMPAS DE VIENTO ............. 194
VIII.5.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE EVENTOS DE RAMPAS DE VIENTO....................... 196
VIII.5.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS: RAMPAS DE VIENTO ................................................. 208
IX)
RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS .................... 209
IX.1)
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS (STA) .................................................... 209
IX.1.A)
ALCANCE Y CASOS DE ESTUDIO DE STA .................................................................... 209
IX.1.B)
METODOLOGÍA SEGUIDA EN LOS ESTUDIOS DE STA .................................................. 210
IX.1.C)
STA SOBRE LOS AEROGENERADORES DEL PEP (STA-AG) ............................................. 210
IX.1.C.1
Introducción y alcance (STA-AG) .......................................................................................... 210
IX.1.C.2
Descripción del sistema para los estudios de STA.................................................................... 212
IX.1.C.3
Implementación de los modelos en el programa ATP/EMTP (STA-AG) ........................................ 215
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IX.1.C.4
Escenarios de estudio para el análisis de STA-AG.................................................................... 220
IX.1.C.5
Casos de estudio para la simulación de STA-AG...................................................................... 224
IX.1.C.6
Resultados obtenidos en las simulaciones de STA-AG .............................................................. 226
IX.1.C.7
Análisis de resultados del estudio de STA-AG ......................................................................... 237
IX.1.C.8
Determinación de la Tasa de Retorno (STA-AG)...................................................................... 237
IX.1.C.9
Conclusiones sobre el análisis de STA-AG .............................................................................. 238
IX.1.D)
STA SOBRE LA SUBESTACIÓN PEP (STA-S/E PEP)........................................................ 239
IX.1.D.1
Introducción (STA-S/E PEP) ................................................................................................. 239
IX.1.D.2
Metodología para evaluar el apantallamiento de la S/E (STA-S/E PEP) ....................................... 239
IX.1.D.3
Metodología de verificación de la Coordinación de Aislamiento (STA-S/E PEP) ............................. 243
IX.1.D.4
Resultados de la tasa de salida en las líneas de 115kV (STA-S/E PEP)........................................ 246
IX.1.D.5
Severidad de la ST Incidente en la S/E (STA-S/E PEP) ............................................................. 249
IX.1.D.6
Período de Retorno de la ST Incidente (STA-S/E PEP) ............................................................. 249
IX.1.D.7
Metodología para determinar el Período de Retorno de la ST Incidente (STA-S/E PEP) ................. 250
IX.1.D.8
ST incidente en la S/E por falla de apantallamiento de la línea de 115kV (STA-S/E PEP) ............... 253
IX.1.D.9
ST incidente en la S/E debido a la descarga retroactiva de la línea de 115kV (STA-S/E PEP).......... 254
IX.1.D.10 Tasa de retorno asociadas a ST por la incidencia de descargas en las líneas de 115kV ................. 255
IX.1.E)
IX.2)
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA (STM) ..................................................... 256
IX.2.A)
INTRODUCCIÓN, ALCANCE Y METODOLOGÍA ............................................................. 256
IX.2.B)
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y ESCENARIOS DE ESTUDIO............................................ 257
IX.2.C)
STM: ENERGIZACIÓN DE EQUIPOS ............................................................................ 259
IX.2.C.1
Energización de líneas ........................................................................................................ 259
IX.2.C.2
Energización de equipos de transformación............................................................................ 260
IX.2.C.3
Casos de estudio de STM por energización de equipos............................................................. 260
IX.2.C.4
Resultados de STM por la energización de equipos.................................................................. 262
IX.2.C.5
Análisis de resultados de las STM por la energización de equipos .............................................. 273
IX.2.D)
STM: FALLAS Y DESPEJE DE FALLAS EN LA S/E PEP..................................................... 275
IX.2.D.1
Casos de estudio de STM de fallas y despeje de fallas en la S/E PEP.......................................... 276
IX.2.D.2
Resultados de las STM por fallas y despeje de fallas................................................................ 277
IX.2.D.3
Análisis de resultados de las STM por fallas y despeje de fallas ................................................. 281
IX.2.E)
X)
Conclusiones (STA-S/E PEP) ...................................................................................... 256
CONCLUSIONES SOBRE EL ESTUDIO DE STM ............................................................. 282
CONCLUSIONES .............................................................................................................. 285
X.1)
CONCLUSIONES GENERALES SOBRE LOS ESTUDIOS REALIZADOS..................................... 285
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X.2)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN PERMANENTE .................................. 286
X.2.A)
Conclusiones sobe los estudios de flujo de carga ......................................................... 286
X.2.B)
Conclusiones sobe los estudios de CC ......................................................................... 287
X.2.C)
Conclusiones sobe el análisis de contingencias............................................................. 287
X.2.D)
Conclusiones sobe los estudios de flujo de carga armónico ........................................... 288
X.3)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN TRANSITORIO ................................. 288
X.3.A)
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: fallas .................................................... 288
X.3.B)
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: desconexión de AGs y del PEP ................. 289
X.3.C)
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: rampas de viento ................................... 289
X.4)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE TEM .............................................................. 289
X.4.A)
Conclusiones sobe los estudios STA sobre AGs ............................................................ 289
X.4.B)
Conclusiones sobe los estudios STA sobre la S/E PEP ................................................... 290
X.4.C)
Conclusiones sobe los estudios STM ........................................................................... 291
X.5)
RECOMENDACIONES..................................................................................................... 292
XI)
EQUIPO DE TRABAJO ...................................................................................................... 294
XII)
DOCUMENTOS Y ARHIVOS ANEXOS (ENTREGABLES DEL PROYECTO)........................... 296
XIII) REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................... 299
Índice de tablas
Tabla 1: S/E’s principales y asociadas a la RESP ................................................................................ 24
Tabla 2: Definición de las barras de la RESP ..................................................................................... 24
Tabla 3: Definición de las ramas (nexos) de la RESP .......................................................................... 25
Tabla 4: Confiabilidad (una línea y dos líneas) para distintas tasas de falla y de reposición ..................... 30
Tabla 5: Velocidades de viento (promedios mensuales) en la zona (Los Taques, Paraguaná) .................. 36
Tabla 6: Potencias Eólicas Generadas (promedios mensuales de las vv) ................................................ 37
Tabla 7: Escenarios a ser considerados ............................................................................................ 41
Tabla 8: Penetración Eólica media de potencia .................................................................................. 45
Tabla 9: Penetración Eólica Instantánea de Potencia .......................................................................... 46
Tabla 10: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP conectada al SIN ................. 47
Tabla 11: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP aislada del SIN .................... 49
Tabla 12: Criterios de régimen permanente ...................................................................................... 52
Tabla 13: Identificación de los escenarios y casos de estudio .............................................................. 53
Tabla 14: Casos donde el FC no converge o los resultados están fuera de los rangos admisibles ............. 59
Tabla 15: Casos de estudio de FC de la Red Interna del PEP ............................................................... 84
Tabla 16: Tensiones de la Red Interna del PEP (primeros 4 grupos de AGs) ......................................... 86
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Tabla 17: Tensiones de la Red Interna del PEP (segundo 4 grupos de AGs) .......................................... 87
Tabla 18: Análisis de contingencias a partir del Caso A.1.1 - Tensiones fuera de rango ......................... 101
Tabla 19: Análisis de contingencias a partir del Caso A.1.1 – Sobrecarga de líneas y TRX ...................... 102
Tabla 20: Análisis de contingencias a partir del Caso A.2.1 - Tensiones fuera de rango ......................... 102
Tabla 21: Análisis de contingencias a partir del Caso A.2.1 – Sobrecarga de líneas y TRX ...................... 103
Tabla 22: Análisis de contingencias a partir del Caso A.3.1 - Tensiones fuera de rango ......................... 103
Tabla 23: Análisis de contingencias a partir del Caso A.3.1 – Sobrecarga de líneas y TRX ...................... 104
Tabla 24: Análisis de contingencias a partir del Caso B.2.1 – Sobrecarga de líneas y TRX ...................... 104
Tabla 25: Casos para el estudio de CC (14 condiciones de generación consideradas) ............................ 106
Tabla 26: NCC 3F de la RESP (14 condiciones) ................................................................................. 108
Tabla 27: Máximo incremento en los NCC trifásicos de la RESP debido al PEP (Caso 1 y Caso 2) ......... 113
Tabla 28: NCC trifásicos de la red interna del PEP (Casos 1 al 6) ........................................................ 116
Tabla 29: Límites de THD y TDD recomendados ............................................................................... 123
Tabla 30: Casos de estudio de Flujo de Carga Armónico – Caso A – Escenarios 1 y 2............................ 129
Tabla 31: Casos de estudio de Flujo de Carga Armónico – Caso B – Escenarios 3 y 4 ............................ 130
Tabla 32: Casos más desfavorables en TRX y Bancos de Compensación .............................................. 144
Tabla 33: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E ISIRO 115kV – Caso A.2.3.......................... 149
Tabla 34: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E JUDIBANA 13,8kV – Caso A.1.12................. 150
Tabla 35: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E JUDIBANA 13,8kV – Caso B.4.3 .................. 150
Tabla 36: Solicitaciones sobre los transformadores del PEP – Caso A.3.10 ........................................... 150
Tabla 37: Solicitaciones sobre los transformadores del PEP – Caso B.4.8 ............................................. 151
Tabla 38: Casos y eventos a ser analizados en estabilidad transitoria .................................................. 153
Tabla 39: Identificación de los casos de estabilidad transitoria ........................................................... 155
Tabla 40: Identificación de los casos (fallas): RESP con conexión ISIRO-PUNTO FIJO II........................ 156
Tabla 41: Identificación de los casos (fallas): RESP sin conexión ISIRO-PUNTO FIJO II ......................... 157
Tabla 42: Casos (desconexión de AGs): RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II ............................ 183
Tabla 43: Casos (desconexión de AGs): RESP sin la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II ............................. 183
Tabla 44: Casos (rampas de viento): RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II ................................ 195
Tabla 45: Casos (rampas de viento): RESP sin la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II ................................. 196
Tabla 46: Datos de actividad atmosférica en PEP (estudio de STA) ..................................................... 221
Tabla 47: Número de rayos que impactarán al año en un AG del PEP (estudio de STA) ......................... 223
Tabla 48: Tasas de retorno esperadas y resumen de resultados ......................................................... 237
Tabla 49: TR esperadas y resumen de resultados considerando falla de TVSS por energía .................... 238
Tabla 50: Datos y valores bases para la determinación del radio de la esfera rodante ........................... 241
Tabla 51: Tasa de salida de la línea por falla del apantallamiento ....................................................... 248
Tabla 52: Tasa de salida de la línea por descargas retroactivas .......................................................... 248
Tabla 53: Tasas de retorno esperadas y resumen de resultados ......................................................... 255
Tabla 54: Escenario Base para estudio de STM del PEP ..................................................................... 258
Tabla 55: Resultados Energización de Equipos (parte 1) .................................................................... 272
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Tabla 56:
Tabla 57:
Tabla 58:
Tabla 59:
Tabla 60:
Resultados Energización de Equipos (parte 2) .................................................................... 273
Resultados del estudio de fallas y despeje de fallas ............................................................ 281
Resumen de resultados del estudio................................................................................... 283
Valores de tensión de soporte ante maniobras (*) .............................................................. 283
Valores efectivos de tensión de soporte ante maniobras...................................................... 284
Índice de figuras
Figura 1: Diagrama unifilar (modelo detallado) del Parque Eólico Paraguaná (Febrero 2012) .................. 19
Figura 2: Diagrama unifilar (modelo reducido) del Parque Eólico Paraguaná (Febrero 2012) ................... 20
Figura 3: SIN y Red Eléctrica del Sistema Paraguaná (23kV y 115kV - año 2011) .................................. 21
Figura 4: Diagrama unifilar de la RESP (abril 2011) ............................................................................ 22
Figura 5: Diagrama unifilar de la RESP incluyendo el Parque Eólico Paraguaná...................................... 23
Figura 6: Fortalezas y debilidades de la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná........................................ 28
Figura 7: Esquema eléctrico simplificado del sistema.......................................................................... 28
Figura 8: Probabilidad de falla (indisponibilidad) para distintas tasas de falla y de reposición .................. 30
Figura 9: Confiabilidad aproximada de la línea ISIRO-PF2 y de la línea PEP-JUDIBANA........................... 31
Figura 10: Velocidades de viento (promedios mensuales) en la zona (Los Taques, Paraguaná) ............... 36
Figura 11: Potencias Eólicas Generadas (promedios mensuales) .......................................................... 38
Figura 12: Generación Eólica del PEP y Demandas esperadas en la RESP [1] ........................................ 43
Figura 13: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP conectada al SIN ................ 48
Figura 14: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP aislada del SIN ................... 50
Figura 15: Generación/Demanda de la RESP: Escenario 1, Mayo del 2011 ............................................ 55
Figura 16: Generación/Demanda de la RESP: Escenario 2, Noviembre del 2011 .................................... 56
Figura 17: Generación / Demanda de la RESP: Escenario 3, Febrero del 2012 ....................................... 57
Figura 18: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados)................................................. 62
Figura 19: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados, exceptuando los .7) .................... 63
Figura 20: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.1.2 (Mayo 2011) .......................................... 64
Figura 21: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.3.2 (Febrero 2012)....................................... 65
Figura 22: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.1.6 (Mayo 2011) .......................................... 66
Figura 23: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.3.6 (Febrero 2012)....................................... 67
Figura 24: Tensiones y flujos de potencia principales - casos Caso A.1.2/A.2.3/Caso B.1.6/Caso B.3.6 ..... 68
Figura 25: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Mayo 2011 ...................................... 69
Figura 26: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Noviembre 2011 ............................... 69
Figura 27: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Febrero 2011 ................................... 70
Figura 28: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7 ....................... 71
Figura 29: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7 ....................... 72
Figura 30: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7......................... 73
Figura 31: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Nov 2011 – Escenarios 1 al 7 ......................... 74
Figura 32: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Feb 2012 – Escenarios 1 al 7 .......................... 75
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Figura 33: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7 ......................... 76
Figura 34: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7 ............. 77
Figura 35: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7 ............. 78
Figura 36: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7 .............. 79
Figura 37: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7 .............. 80
Figura 38: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7............... 81
Figura 39: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7............... 82
Figura 40: Eficiencia (rendimiento) del PEP para todos los casos analizados.......................................... 83
Figura 41: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP - Mayo 2011 (viento promedio y máximo).......... 88
Figura 42: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP – Nov. 2011 (viento promedio y máximo) .......... 89
Figura 43: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP - Febrero 2012 (viento promedio y máximo) ...... 90
Figura 44: Potencia aparente de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos) .................... 91
Figura 45: Potencia activa de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos) ........................ 92
Figura 46: Potencia reactiva de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos) ..................... 93
Figura 47: Potencia activa y reactiva del PEP contra el tiempo ante una rampa de viento ....................... 94
Figura 48: Factor de potencia del PEP contra el tiempo ante una rampa de viento................................. 95
Figura 49: Factor de potencia contra la potencia activa del PEP........................................................... 96
Figura 50: Ejemplo de red con un elemento fuera de servicio (falla o mantenimiento) ........................... 98
Figura 51: NCC 3F en los casos 1 al 7 (RESP conectada al SIN) .......................................................... 109
Figura 52: NCC 3F en los casos 8 al 14 (RESP aislada del SIN) ........................................................... 110
Figura 53: NCC 3F MÁX y MÍN (casos 2 y 14) en los niveles de 230kV y 115kV .................................... 111
Figura 54: NCC 3F MÁX y MÍN (casos 2 y 14) en los niveles de 34,5kV y 13,8kV .................................. 112
Figura 55: NCC 3F MÁX y MÍNen las barras de 34,5kV de la red interna del PEP................................... 119
Figura 56: NCC 3F MÁX y MÍN en 115kV y 34,5kV de la S/E PEP durante las fases de entrada del PEP ... 120
Figura 57: Espectro de contaminación armónica de la carga contaminante Tipo - 1 .............................. 126
Figura 58: Espectro de contaminación armónica de la carga contaminante Tipo – 2.............................. 126
Figura 59: Casos de FCA analizados ................................................................................................ 129
Figura 60: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1 ................................................ 132
Figura 61: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1 (por niveles de tensión) .............. 133
Figura 62: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2 ................................................ 134
Figura 63: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2 (por niveles de tensión) .............. 135
Figura 64: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1................ 136
Figura 65: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2................ 137
Figura 66: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1 ................................................ 138
Figura 67: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2 ................................................ 139
Figura 68: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1 (por niveles de tensión) .............. 140
Figura 69: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2 (por niveles de tensión) .............. 140
Figura 70: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1 ................ 141
Figura 71: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2 ................ 142
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Figura 72: THDi – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga no-lineal Tipo 1 .................................... 145
Figura 73: TDD – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga no-lineal Tipo 1 ..................................... 145
Figura 74: THDi – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga no-lineal Tipo 2 .................................... 146
Figura 75: TDD – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga no-lineal Tipo 2 ..................................... 146
Figura 76: THDi – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1 .................................... 147
Figura 77: TDD – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1 ..................................... 147
Figura 78: THDi – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1 .................................... 148
Figura 79: TDD – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga no-lineal Tipo 2 ..................................... 148
Figura 80: Impedancia en función de la frecuencia vista dede la S/E PF1 ............................................ 149
Figura 81: máx. de las máquinas en la oscilación post-falla (Tfalla=100ms) ........................................ 159
Figura 82: Tiempo de estabilización de la oscilación post-falla de de las máq. (Tfalla=100ms) ............ 160
Figura 83: fmáx. post-falla de los casos C/C ISIRO (Tfalla=100ms) .................................................... 161
Figura 84: fmáx. post-falla de los casos S/C ISIRO ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) .................................... 162
Figura 85: fmín. post-falla de los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ................................................. 163
Figura 86: fmín. post-falla de los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ................................................. 164
Figura 87: fmáx. post-falla de los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)................................................. 165
Figura 88: fmáx. post-falla de los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)................................................. 166
Figura 89: Tiempo de estabilización de f en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ........................... 167
Figura 90: Tiempo de estabilización de f en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ........................... 168
Figura 91: Vmáx. post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ............................................. 170
Figura 92: Vmáx. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ............................................. 171
Figura 93: Vmín. post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ................................................ 172
Figura 94: Vmín. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ................................................ 173
Figura 95: Vmáx.. post-falla post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ................................. 174
Figura 96: Vmáx.. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) ............................................... 175
Figura 97: Tiempo de estabilización de las tensiones en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) .......... 176
Figura 98: Tiempo de estabilización de las tensiones en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms) .......... 177
Figura 99: Tiempos críticos bajo el criterio de pérdida del PEP (Tcrítico = Tfalla).................................. 179
Figura 100: Tiempos críticos bajo el criterio de estabilidad de ángulos (Tcrítico = Tfalla) ...................... 180
Figura 101: Tiempos críticos bajo el criterio de estabilidad de tensiones (Tcrítico = Tfalla) .................... 181
Figura 102: fmáx. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP........................................... 185
Figura 103: fmín.. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP ............................................ 186
Figura 104: fmáx. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP............................................. 187
Figura 105: Tiempos de estabilización de la frecuencia en todos los casos de desconexión del PEP ........ 188
Figura 106:
Figura 107:
Figura 108:
Figura 109:
Figura 110:
Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP ................... 190
Vmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP ...................... 191
Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP ..................... 192
Tiempo de estabilización de V en todos los casos de desconexión del PEP .......................... 193
máx.
de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento ........................ 197
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Figura 111: Tiempo de estabilización de
Figura 112:
Figura 113:
Figura 114:
Figura 115:
de las máquinas todos los casos de rampas de viento ........... 198
fmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento......................... 199
fmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento ........................... 200
fmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento........................... 201
Tiempo de estabilización de f todos los casos de rampas de viento.................................... 202
Figura 116: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento ........................ 203
Figura 117: Vmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento .......................... 204
Figura 118: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP ..................... 205
Figura 119: Tiempo de estabilización de V en todos los casos de rampas de viento .............................. 206
Figura 120: Velocidad de los AGs en todos los casos de rampas de viento ........................................... 207
Figura 121: Tipos de impactos de rayos a ser estudiados (estudio de STA) .......................................... 211
Figura 122: Esquema básico de la S/E PEP y del parque eólico (estudio de STA) .................................. 213
Figura 123: Esquema general de los circuitos de los AG (estudio de STA) ............................................ 214
Figura 124: Representación de los equipos y disposición en cada AG (estudio de STA) ......................... 215
Figura 125: Características de los descargadores simulados (estudio de STA) ...................................... 217
Figura 126: Modelación de la red de continuidad de tierras de c/circuito de AG y de la S/E PEP ............. 218
Figura 127: Esquema de continuidad eléctrica de tierras en todo el PEP (estudio de STA) ..................... 218
Figura 128: Modelo de un AG y su interconexión en potencia y tierras (estudio de STA)........................ 219
Figura 129: Modelación de la S/E PEP para el estudio de STA ............................................................ 220
Figura 130: Actividad Atmosférica en Venezuela (estudio de STA) ...................................................... 221
Figura 131: Área de colección de rayos de un aerogenerador (estudio de STA) .................................... 222
Figura 132: Escenarios de estudio de STA-AG .................................................................................. 226
Figura 133: Voltajes en borne de los AG en la S/E PEP ...................................................................... 227
Figura 134: Voltajes en el lado de BT del TRX de los AG 10 y 9, para varios valores de Irayo................... 227
Figura 135: Voltajes en el lado de AT del TRX de los AG 10 y 9, para varios valores de Irayo .................. 228
Figura 136: Voltajes de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo ................................. 228
Figura 137: Energía en los TVSS ante varias magnitudes de Irayo ........................................................ 229
Figura 138: Voltajes en borne de los AG en la S/E PEP ...................................................................... 230
Figura 139: Voltajes en el lado de BT del TRX de los AG 4 y 5, para varios valores de Irayo .................... 231
Figura 140: Voltajes en el lado de AT del TRX de los AG 4 y 5, para varios valores de Irayo .................... 231
Figura 141: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (PAT impacto en AG5) .......... 232
Figura 142: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (GEN impacto en AG1) .......... 233
Figura 143: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (BT TRX impacto en AG1)...... 233
Figura 144: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (AT-TRX impacto en AG1) ..... 234
Figura 145: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (PAT impacto en AG1) .......... 234
Figura 146: Tensión en bornes del generador de AG1 (p/corriente de 238kA) ...................................... 235
Figura 147: Tensión y corriente en el TVSS asociado a la fase C del generador del AG1 ........................ 236
Figura 148: Tensión en bornes fase A de generador del AG2 ............................................................. 236
Figura 149: Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b) ................... 241
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Figura 150:
Figura 151:
Figura 152:
Figura 153:
Figura 154:
Figura 155:
Figura 156:
Figura 157:
Figura 158:
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
159:
160:
161:
162:
163:
164:
165:
166:
167:
168:
169:
170:
171:
172:
173:
174:
175:
176:
177:
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
Figura
178:
179:
180:
181:
182:
183:
184:
185:
186:
187:
188:
Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b) ................... 242
Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b) ................... 243
Modelo electro-geométrico para la determinación de las fallas por apantallamiento ............. 245
Simulación trifásica para la determinación de fallas por descargas retroactivas ................... 246
Estructura típica de una línea de 115kV .......................................................................... 247
Esquema del modelo utilizado Línea-S/E para verificación de coordinación del aislamiento ... 252
Voltajes resultantes en la S/E producto de una falla del apantallamiento ............................ 253
Voltaje en diferentes nodos de la S/E ............................................................................. 255
Barras de la S/E PEP (estudio de STM) ........................................................................... 259
Tensión en pu extremo S/E PEP: caso EN1 .................................................................... 262
Tensión en pu extremo S/E PEP: 115 kV caso EN2.......................................................... 262
Tensión en pu extremo S/E PEP: 115 kV caso EN2 (primeros ciclos) ................................. 263
Tensión en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (ultimos ciclos) ................................... 263
Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 ........................................................ 264
Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (primeros ciclos) ............................... 264
Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (últimos ciclos).................................. 265
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN3 ...................................................... 265
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN4 ..................................................... 266
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN5 ...................................................... 266
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN6 ...................................................... 267
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN7 ...................................................... 267
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN8 ...................................................... 268
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN9 ...................................................... 268
Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN10 .................................................... 269
Tensión en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN11.................................................... 269
Corriente en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN11.................................................. 270
Tensión en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN12.................................................... 270
Corriente en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN12.................................................. 271
Corriente en pu en barra del Aerogenerador. Caso EN10 ................................................. 274
Corriente en pu en barra del Aerogenerador. Caso EN10 (detalle primeros ciclos) .............. 275
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF1 ............................................................ 277
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF2 ............................................................ 277
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF3 ............................................................ 278
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF4 ............................................................ 278
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF5 ............................................................ 279
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF6 ............................................................ 279
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF7 ............................................................ 280
Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF8. ........................................................... 280
Tensión en pu en pto de falla (barra) lado de alta tensión, Caso AF4 ............................... 282
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Glosario, abreviaturas y siglas
AG
Aerogeneradores
AT
BIL
Alta Tensión
Basic (impulse) Insulation Level (Nivel de aislamiento básico)
BT
Baja Tensión
CC
C/C
Cortocircuito
Con conexión
S/C
Sin conexión
CFO
CORPOELEC
Critical Flashover
Corporación Eléctrica Nacional
ERP
Estudios de Régimen Permanente
ERT
ETEM
Estudios de Régimen Transitorio
Estudios de Transitorios Electromagnéticos
EREDA
Energías Renovables y Desarrollos Alternativos
FUNINDES
G/D/SE
Fundación de Investigación y Desarrollo de la USB
Generación, Demanda y Sistema Eléctrico
MT
Media Tensión
NCC
PDVSA-CRP
Nivel de cortocircuito
Petróleos de Venezuela SA. Centro de Refinación Paraguaná
PEP
Parque Eólico Paraguaná
PF1
PF2
S/E Punto Fijo I
S/E Punto Fijo II
PF3
PF4
S/E Punto Fijo III
S/E Punto Fijo IV (Planta Josefa Camejo)
RESP
Red Eléctrica del Sistema Paraguaná
S/E
SEP
Subestación eléctrica
Sistemas Eléctricos de Potencia
SIN
Sistema (Eléctrico) Interconectado Nacional
ST
STA
Sobretensiones
Sobretensiones Atmosféricas
STM
Sobretensiones de Maniobra
STA-AG
TR
Sobretensiones atmosféricas sobre los Aerogeneradores del PEP
Tasa de Retorno (estudio de STA)
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TRX
Transformador de potencia
THDv
Distorsión armónica total de voltajes (Total Harmonic Voltage Distortion)
THDi
TDD
Distorsión armónica total de corriente (Total Harmonics Current Distortion)
Distorsión armónica total de la demanda
STA-S/E PEP
Sobretensiones atmosféricas sobre la S/E PEP
SPT
UGSIEP
Sistema de Puesta a Tierra
Unidad de Gestión de Sistemas Industriales de Electrónica de Potencia
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I)
INTRODUCCIÓN
La Fundación de Investigación y Desarrollo de la Universidad Simón Bolívar (FUNINDES-USB http://www.funindes.usb.ve/),
a
través
de
la
unidad
de
gestión
UGSIEP
(http://www.ugsiep.funindes.usb.ve/) presentan el siguiente informe técnico como resultado del
“ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA
PARAGUANÁ”, según los alcances propuestos.
I.1)
ANTECEDENTES
Desde septiembre del 2.005 PDVSA-CRP conjuntamente con otros asociados han venido ejecutando
estudios de factibilidad para conocer el potencial eólico de Paraguaná, con el objetivo de aprovechar
la energía renovable generada mediante la utilización del recurso eólico de la Península, ubicada en el
Estado Falcón.
El Proyecto Parque Eólico Paraguaná fue anunciado públicamente por el Presidente de la República
Hugo Chávez Frías durante el acto con motivo de la colocación de la Piedra Fundacional de la
Universidad Bolivariana de Venezuela, Sede Falcón, en su visita a Paraguaná el 17 de noviembre del
2006. En abril del 2007 la Comisión Mayor de Licitación del Distrito Social de PDVSA Petróleo, S.A del
CRP en su reunión ordinaria, respaldó la Estrategia de Ejecución y Contratación del Proyecto Parque
Eólico Paraguaná (PEP). El objetivo del proyecto es desarrollar las potencialidades industriales,
agrícolas y turísticas de la Península de Paraguaná a través de la construcción de un Parque Eólico, la
Siembra y Procesamiento de la Zábila y un Centro Turístico.
I.2)
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO PEP
Con el Proyecto Parque Eólico Paraguaná se podrá disminuir el consumo de combustibles fósiles y
diversificar las fuentes de energía primaria para generar energía eléctrica en Paraguaná. Esto se hará
mediante la construcción del Primer Parque Eólico en Venezuela con capacidad de 100 Megavatios de
potencia. Se estima que el Parque Eólico Paraguaná pueda producir unos 479 GWH por año, que
representa un ahorro de combustible para la producción de electricidad en la región, en el orden de
los 815.388 de Barriles de Gasoil por año si se compara con máquinas termoeléctricas a gasoil o de
5.300 millones de pie cúbicos al año si se compara con máquinas termoeléctricas a gas.
El Proyecto PEP permitirá promover la actividad turística en la región ya que contempla también, la
construcción de un Centro de Atención al Visitante con la finalidad de atender a los turistas
ofreciéndoles una serie de actividades relacionadas con la siembra y procesamiento de la Zábila, un
Museo del Viento, un Mirador Turístico en lo alto de un aerogenerador, y también la construcción de
una Posada para atender a los visitantes.
En su conjunto, el Proyecto PEP, contribuirá a sentar las bases para el desarrollo endógeno local.
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II)
CONTENIDO DEL INFORME TÉCNICO
La Memoria de Cálculo del Proyecto y sus Anexos [1], son parte integrante de este informe
técnico.
La Memoria de Cálculo del Proyecto: ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ
SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ [1] contiene la siguiente información:
1. Los antecedentes, la justificación y la descripción del proyecto.
2. Una introducción teórica sobre la energía eólica y su integración a las redes eléctricas.
3. Una descripción de los estudios de red planteados.
4. El contexto y criterios usados en los estudios realizados en el marco del proyecto.
5. Una descripción detallada de los datos y la información usada en los estudios.
6. La descripción de los modelos de la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná así como del Parque
Eólico Paraguaná desarrollados para la realización de los estudios.
En este Informe Técnico y sus Anexos se presenta una descripción de los casos y escenarios de
estudios planteados así como los resultados de los mismos:
1. Descripción del sistema y premisas de cálculo utilizadas.
2. Descripción general de los casos y escenarios de estudio.
3. Estimación de la producción eólica del PEP.
4. Estudio de Penetración Eólica en la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná (RESP).
5. Resultados de los estudios de Régimen Permanente (ERP).
a. Estudios de Flujo de Carga (FC).
b. Análisis de Contingencias (AC).
c. Estudios de Corto Circuito (CC).
d. Estudios de Flujo de Carga Armónico (FCA).
6. Resultados de los estudios de Régimen Transitorio (ERT).
a. Estabilidad Transitoria (ET) ante fallas en el sistema.
b. Estabilidad Transitoria (ET) ante la desconexión de AG y del PEP.
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c. Estabilidad Transitoria (ET) ante rampas de viento.
7. Resultados de los estudios de Transitorios Electromagnéticos (TEM).
a. Estudios de sobretensiones atmosféricas.
b. Estudios de sobretensiones de maniobra.
8. Conclusiones y recomendaciones.
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III)
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y PREMISAS DE CÁLCULO
En este apartado se hace una descripción detallada del sistema y las principales premisas de cálculo.
También se ha descrito el sistema y las premisas de cálculo en el documento Memoria de Cálculo del
Proyecto: ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL
SISTEMA PARAGUANÁ [1].
III.1)
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ (PEP)
En la Figura 1 se muestra el diagrama unifilar del PEP.
Se han desarrollado dos modelos del PEP a ser usados en el programa DigSILENT Power Factory:
Un modelo detallado del PEP (Figura 1) que incluye la S/E eléctrica con los cuatro (4)
transformadores de potencia (115/34.5kV) los 76 AG, compensadores y alimentadores. En este
modelo, usado para los estudios de régimen permanente se representan los Aerogeneradores
MADE AE-61 mediante el modelo equivalente detallado del generador eléctrico. Los servicios
auxiliares de la S/E se modelaron mediante una carga equivalente.
Un modelo reducido del PEP (Figura 2) que incluye la S/E eléctrica con los cuatro (4)
transformadores de potencia (115/34.5kV) y ocho grupos de AG (con la representación de los
76 AG) conectados mediante un solo alimentador a la barra de 34.5kV de la S/E, así como los
compensadores respectivos. En este modelo, usado para los estudios de régimen transitorio se
representan los Aerogeneradores mediante un modelo detallado de la turbina eólica, control
por entrada en pérdida (con la curva Cp vs. del AG MADE AE-61) y el modelo equivalente
detallado del generador eléctrico. Los servicios auxiliares de la S/E se modelaron mediante una
carga equivalente.
Tal como se ha descrito en [1] las fechas a considerar para plantear los casos y escenarios de estudio
son las siguientes:
1.
La S/E del PEP entrará en operación en mayo del 2011.
2.
El plan para la instalación de los 76 Aerogeneradores (AG) es el siguiente:
Los primeros 24 AG en el mes de septiembre 2010
Los siguientes 18 AG en el mes de noviembre 2010
Los siguientes 12 AG en el mes de noviembre 2011
Los últimos 22 AG en el mes de febrero 2012
3.
El caso base de estudio es el de Mayo del 2011 con la incorporación de la S/E PEP a la
RESP con 42 AG.
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4.
En Noviembre del 2011 se incorporarán 12 adicionales, totalizando 54 AG.
5.
En Febrero del 2012 se incorporarán los últimos 22, para completar los 76 AG previstos en el
PEP.
6.
EL año horizonte es el de Febrero del 2012 con la incorporación de los últimos AG del
PEP.
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Figura 1: Diagrama unifilar (modelo detallado) del Parque Eólico Paraguaná (Febrero 2012)
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Figura 2: Diagrama unifilar (modelo reducido) del Parque Eólico Paraguaná (Febrero 2012)
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III.2)
III.2.A)
RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ (RESP)
Descripción del sistema
Tal como se ha descrito en la Memoria de Cálculo [1], para modelar la Red Eléctrica del Sistema
Paraguaná (RESP): se considera la RESP hasta ISIRO 230kV incluyendo la conexión entre la S/E
PLANTA CENTRO-ISIRO en 230kV. Como se puede ver en la siguiente figura, se considera la RESP (a
partir de mayo del 2011), con un anillo en 115kV conformado por líneas doble terna que conectan las
S/Es PF2, Judibana, PF3, PF4 (planta Josefa Camejo) y PF1. La RESP se conecta al SIN a través de
dos líneas en 115kV PF2-ISIRO.
Figura 3: SIN y Red Eléctrica del Sistema Paraguaná (23kV y 115kV - año 2011)
Como se muestra en los diagramas unifilares (Figura 4 Y Figura 5), para realizar los estudios se
simulan las S/E’s de 115/34,5kV (hasta las barras de 34,5kV) y hasta las barras de 13.8kV donde
existen S/E’s de 115/13,8kV. En la Figura 4 se muestra el diagrama unifilar de la RESP (mayo 2011) y
en la Figura 5 se muestra el diagrama unifilar incluyendo el PEP.
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Figura 4: Diagrama unifilar de la RESP (abril 2011)
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Figura 5: Diagrama unifilar de la RESP incluyendo el Parque Eólico Paraguaná
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Las subestaciones principales son las siguientes:
Tabla 1: S/E’s principales y asociadas a la RESP
SISTEMA
SUBESTACIONES
VINCULADAS A LA
RESP
S/E's CONSIDERADAS
Tipo de S/E
PUNTO FIJO I (Generación distribuida)
Subestación de carga y generación
PUNTO FIJO II (Generación distribuida)
Subestación de carga y generación
PUNTO FIJO III (Planta Josefa Camejo)
Subestación de generación
PUNTO FIJO IV
Subestación nueva
LOS TAQUES
Subestación de carga
JUDIBANA
Subestación de carga
PUEBLO NUEVO
Subestación de carga
CORO I
Subestación de carga
CORO II
Subestación de carga
URUMACO
Subestación de carga
SUBESTACIONES
ASOCIADAS A ISIRO
III.2.B)
Definición de las barras y de las ramas (nexos) de la RESP
A los efectos de las simulaciones, la RESP (sin incluir la red interna del PEP) consiste de 33 Barras y
49 Ramas o Nexos (líneas, transformadores y compensadores).
La definición de las barras de la red así como de las ramas (nexos) se muestran a continuación en la
Tabla 2 y Tabla 3 respectivamente.
Tabla 2: Definición de las barras de la RESP
No. de la
Barra
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Tensión
INFORMACIÓN DE BARRAS DE LA RESP
Cantidad
Descripción
de Barras
230 kV
2
115kV
10
Planta Centro 230 kV
El Isiro 230 kV
El Isiro 115kV
Punto Fijo II 115kV
Judibana 115kV
Punto Fijo III 115kV
Punto Fijo IV 115kV
Punto Fijo I 115kV
IPP (GENEVAPCA) 115kV
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Nombre de
la Barra
Tipo de
Barra
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
Generación
Sistema
Sistema
Sistema
Sistema
Sistema
Sistema
Sistema
Sistema
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INFORMACIÓN DE BARRAS DE LA RESP
No. de la
Barra
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
Tensión
Cantidad
de Barras
34,5 kV
4
13,8 kV
17
Descripción
Nombre de
la Barra
Tipo de
Barra
Parque Eólico Paraguaná 115kV
Los Taques 115kV
Pueblo Nuevo 115kV
Punto Fijo I 34,5 kV
Punto Fijo II 34,5 kV
Parque Eólico Paraguaná 34,5 kV - A
Parque Eólico Paraguaná 34,5 kV - B
Punto Fijo II 13,8 kV
Judibana 13,8 kV - A
Judibana 13,8 kV -B
Josefa Camejo 13,8 kV - A
Josefa Camejo 13,8 kV - B
Josefa Camejo 13,8 kV - C
Punto Fijo IV 13,8 kV - A
Punto Fijo IV 13,8 kV - B
Punto Fijo I 13,8 kV - A
Punto Fijo I 13,8 kV - B
Punto Fijo I 13,8 kV - C
Punto Fijo I 13,8 kV - D
Punto Fijo I 13,8 V - E
Los Taques 13,8 kV
Pueblo Nuevo 13,8 kV - A
Pueblo Nuevo 13,8 kV - B
IPP (GENEVAPCA) 13,8 kV
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
JCA-138c
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
Sistema
Sistema
Sistema
Carga
Carga
Generación
Generación
Carga
Carga
Carga
Generación
Generación
Generación
Carga
Carga
Generación
Carga
Carga
Carga
Carga
Carga
Carga
Carga
Generación
Tabla 3: Definición de las ramas (nexos) de la RESP
NEXOS DE LA RESP
No.
Barra 1
Barra 2
1
2
3
4
5
6
PLC-230x
PLC-230x
ISI-115x
ISI-115x
PF2-115x
PF2-115x
ISI-230x
ISI-230x
PF2-115x
PF2-115x
JUD-115x
JUD-115x
Tensión
en kV
230
230
115
115
115
115
230
230
115
115
115
115
CAPACIDAD
NOMINAL EN MVA
Tipo
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
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L1
L2
L1
L2
L1
L2
361,72
361,72
116,32
116,32
112,14
112,14
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NEXOS DE LA RESP
No.
Barra 1
Barra 2
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
PF2-115x
PF2-115x
JUD-115x
JUD-115x
JUD-115x
JUD-115x
JUD-115x
PEP-115x
PF3-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF4-115x
PF1-115x
PF1-115x
ISI-230x
ISI-230x
ISI-230x
PF3-115x
PF3-115x
PF3-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PF1-115x
IPP-115x
PF2-115x
PF2-115x
JUD-115x
JUD-115x
PNU-115x
PNU-115x
LTQ-115x
PF4-115x
PF4-115x
PF1-115x
PF1-115x
PF1-115x
PF3-115x
PF3-115x
PEP-115x
PNU-115x
PNU-115x
LTQ-115x
PF4-115x
PF4-115x
PF1-115x
PF1-115x
IPP-115x
IPP-115x
ISI-115x
ISI-115x
ISI-115x
JCA-138a
JCA-138b
JCA-138c
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PF1-138a
IPP-138x
PF2-345x
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
PNU-138a
PNU-138b
LTQ-138x
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138b
Tensión
en kV
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
230
230
230
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
13,8
13,8
13,8
34,5
34,5
34,5
34,5
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
CAPACIDAD
NOMINAL EN MVA
Tipo
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Línea
Transformador / Sistema
Transformador / Sistema
Transformador / Sistema
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Generación
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
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L1
L2
L1
L2
L1
L1
L2
L1
L1
L2
L1
L2
L1
L2
TRs1
TRs2
TRs3
TRg1
TRg2
TRg3
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
TRg1
TRg1
TRc1
TRc1
TRc1
TRc2
TRc1
TRc2
TRc1
TRc1
TRc2
TRc1
89,83
89,83
180,86
180,86
89,83
111,34
111,34
89,83
180,86
180,86
180,86
180,86
89,83
89,83
100,00
100,00
100,00
230,00
230,00
230,00
30,00
30,00
30,00
30,00
100,00
100,00
75,00
20,00
30,00
30,00
36,00
36,00
20,00
36,00
36,00
36,00
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NEXOS DE LA RESP
No.
Barra 1
Barra 2
43
44
45
46
47
48
49
PF1-115x
PF1-115x
PF1-115x
PF1-115x
ISI-115x
JUD-138b
PF1-138f
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
PF1-345x
-
III.2.C)
Tensión
en kV
115
115
115
115
115
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
34,5
-
CAPACIDAD
NOMINAL EN MVA
Tipo
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Transformador / Carga
Compensación
Compensación
Compensación
TRc2
TRc3
TRc4
TRc1
C1
C1
C1
36,00
36,00
36,00
36,00
48,00
12,00
12,00
Fortalezas y debilidades del sistema
Un primer análisis de la red eléctrica a la que se conectará el PEP indica:
Un punto débil del sistema es su interconexión con el SIN (Figura 6, ISIRO-PF2). Actualmente
existe una sola línea en 115kV que, según información recibida de CADAFE/CORPOELEC tiene
un alto índice de fallas.
En mayo del 2011, fecha prevista de entrada de los primeros AGs del PEP, estará en operación
la segunda línea ISIRO-PF2, con lo que se espera reducir sustancialmente el índice de fallas y
por ende la operación aislada de la RESP.
El PEP se conectará a través de la línea en 115kV S/E PEP-JUDIBANA (actualmente línea
JUDIBANA-LOS TAQUES). El parque, de 100,32MW nominales tendrá por lo tanto una
confiabilidad que depende fundamentalmente de la disponibilidad de dicha línea (Figura 6).
La RESP es una red relativamente fuerte si se considera el NCC en Planta Centro, del orden de
los 7800MVA.
En operación aislada del SIN la fortaleza de la red depende fundamentalmente de la planta
Josefa Camejo y del número de generadores en operación.
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Figura 6: Fortalezas y debilidades de la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná
La red de la Figura 6 se puede considerar mediante el esquema eléctrico simplificado de la Figura 7
donde se resalta el anillo en 115kV con dos zonas de generación-carga: las S/Es JUDIBANA, PF3 y PF4
y la S/E PF1. Dos zonas de generación: la planta IPP-GENEVAPCA y el Parque Eólico Paraguaná.
También se indica en el esquema la S/E de carga PF2, que conecta la RESP al SIN.
Figura 7: Esquema eléctrico simplificado del sistema
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Una estimación de la disponibilidad (o indisponibilidad) de la conexión ISIRO-PF2 y por lo tanto de la
probabilidad de que la RESP opere de forma aislada del SIN se muestra en la Tabla 4 y Figura 8, para
distintas tasa de falla (n) y de reposición (r). Para realizar los cálculos se han utilizado las siguientes
ecuaciones (Ecuación 1 y Ecuación 2):
n
r
8760
n
8760 r
u
r
d 1 u
número de interrupciones x año (promedio)
tasa de reposición (promedio de horas interrupción)
número de horas en el año
Ecuación 1
tasa de falla del elemento
indisponibilidad (probabilidad de falla)
disponibilidad
Elementos en paralelo
p
up
1 2
Si
1
1 2
r1 r2
2
r1r2
r1 r2
( r1 r2 ) , rp
y r1
r1r2
r1 r2
r2
r
1 1
up
r
2 2
u1u2
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Ecuación 2
u1u2
u2
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DATOS (ESTADÍSTICOS)
Tabla 4: Confiabilidad (una línea y dos líneas) para distintas tasas de falla y de reposición
CÁLCULOS PARA UNA LÍNEA SIMPLE
CÁLCULOS PARA DOS LÍNEAS EN PARALELO
No. de
Tiempo medio de Tasa de falla del Probab. de falla (una
interrupciones
desconexión
elemento
simple)
n int. año
n
8760 r
r horas int.
4,000
6,000
8,000
4,000
10,000
12,000
6,000
14,000
u
99,4513%
99,1770%
98,9026%
98,9011%
98,6283%
98,3539%
98,3516%
98,0796%
h
año
up
u2
Disp.
d
0,0030%
0,0068%
0,0120%
0,0121%
0,0188%
0,0271%
0,0272%
0,0369%
48,07
72,10
96,13
96,26
120,16
144,20
144,40
168,23
Probababilidad de falla (indisponibilidad %)
1 up
Indisp.
h
año
u p 8760
99,9970%
99,9932%
99,9880%
99,9879%
99,9812%
99,9729%
99,9728%
99,9631%
0,26
0,59
1,05
1,06
1,65
2,37
2,38
3,23
Indisponibilidad en horas año
2,00%
180
160
Indisponibilidad (horas / año)
Probabilidad de falla (indisponibilidad %)
Probab. de falla
(dos líneas)
Indisp.
d 1 u u 8760
r
0,5487%
0,8230%
1,0974%
1,0989%
1,3717%
1,6461%
1,6484%
1,9204%
4,5725E-04
6,8587E-04
9,1449E-04
4,5788E-04
1,1431E-03
1,3717E-03
6,8681E-04
1,6004E-03
12,00
12,00
12,00
24,00
12,00
12,00
24,00
12,00
Disp.
1,50%
1,00%
0,50%
0,00%
12,00
4,000
140
120
100
80
60
40
20
0
12,00
12,00
24,00
12,00
12,00
24,00
12,00
12,00
12,00
12,00
24,00
12,00
12,00
24,00
12,00
6,000
8,000
4,000
10,000
12,000
6,000
14,000
4,000
6,000
8,000
4,000
10,000
12,000
6,000
14,000
Número de fallas al año (n) y tasa de reposición en horas (r)
Número de fallas al año (n) y tasa de reposición en horas (r)
Figura 8: Probabilidad de falla (indisponibilidad) para distintas tasas de falla y de reposición
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Es evidente la disminución de la probabilidad de falla e indisponibilidad (horas esperadas del sistema
fuera de servicio al año) cuando se dispone de dos líneas en paralelo, como se puede ver en la Tabla
4 y Figura 8.
Usando la Ecuación 1 y Ecuación 2: considerando 10 fallas por año y una tasa de reposición de 12
horas, la indisponibilidad estimada con una línea simple resulta ser de 120 horas/año
(probabilidad de falla de 1,37%) y de 1,65 horas/año con dos líneas en paralelo (probabilidad de
falla de 0,02%) (Figura 9).
La indisponibilidad estimada línea PEP-JUDIBANA (y por lo tanto del PEP) resulta, igualmente, de 120
horas/año, considerando la misma tasa de fallas y de reposición. Sin embargo al ser esta línea corta,
se esperaría un número de fallas bastante menor al considerado (10).
Figura 9: Confiabilidad aproximada de la línea ISIRO-PF2 y de la línea PEP-JUDIBANA
III.3)
PREMISAS DE CÁLCULO
Parte de estas premisas han sido descritas Memoria de Cálculo del Proyecto [1]. En este apartado se
enumeran dichas premisas y se incluyen otras, acordadas durante el desarrollo de los estudios.
1.
El enfoque general de los estudios planteados consiste en verificar que los distintos modos
de operación del PEP no afecten a la RESP. No es un objetivo de los estudios plantear
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soluciones para los problemas intrínsecos de la propia red eléctrica del sistema Paraguaná,
no asociados a la instalación del PEP ni a sus modos normales de funcionamiento. En este
sentido únicamente se pondrán en evidencia y se resaltarán las debilidades que pueda tener
la RESP.
2.
Para el caso base de estudio (mayo de 2011): estarán operativas dos líneas de 115kV
entre EL ISIRO y PUNTO FIJO II. Por cada línea se exportarán al Sistema Interconectado
Nacional (SIN) entre 40MW y 50MW (desde PUNTO FIJO II hacia EL ISIRO). El máximo a
considerar por cada línea será de 86MW. Las protecciones de estas líneas actúan cuando la
potencia transmitida alcanza los 100MW por c/u. El flujo de potencia puede invertirse en el
caso de que la planta Josefa Camejo salga de funcionamiento.
3.
Se considerará que el anillo en 115kV de la RESP está totalmente operativo. El sistema es el
que se muestra Figura 4, Figura 5 y Figura 6.
4.
Se considera que el operador del sistema mantiene las tensiones en la S/E PLANTA CENTRO
entre 235kV y 2,37kV (1,02pu - 1.03 pu).
5.
La única carga importante a ser incorporada a la RESP (aproximadamente a partir del año
2015) es el Complejo Petroquímico, del que no se tiene mayor información actualmente. En
todo caso, el complejo petroquímico entrará posteriormente al año horizonte considerado
para el PEP (Febrero 2012) y será operado de forma aislada de la red de Paraguaná.
6.
En cuanto a la Demanda y Estimación de la Demanda desagregada por S/E’s de la RESP:
FUNDELEC y su grupo de trabajo de Demanda del Sistema Eléctrico Nacional que trabaja
conjuntamente con Planificación de CADAFE/CORPOELEC ha hecho un pronóstico de la
demanda para los próximos años. Se usará la información suministrada por este grupo
trabajo al que se le ha suministrado toda la información recopilada y quienes han
incorporado información adicional sobre la RESP. En [1] se muestran los resultados de este
trabajo.
7.
La Planta Josefa Camejo tiene actualmente 3 máquinas de 170MW nominales, sin
embargo el límite operativo considerado es de 150MW por máquina. Normalmente están en
servicio dos máquinas (2x150=300MW). Actualmente la Planta Josefa Camejo no tiene
regulación automática. La capacidad de regulación (actualmente manual) de cada una de
las máquinas es de ±20MW. Es decir, con dos máquinas en servicio se dispone de una
capacidad de regulación de potencia del orden de ±40MW.
8.
La experiencia operativa de CORPOELEC/CADAFE indican que los casos donde la planta
JOSEFA CAMEJO opera con un solo generador (tanto cuando la RESP está conectada como
aislada del SIN) son casos críticos de funcionamiento. El sistema eléctrico en dicha
condición de funcionamiento es débil. Esto indica una debilidad estructural del sistema. La
experiencia indica que se debe operar al menos con dos (2) máquinas en JOSEFA CAMEJO
o, en su defecto, con una máquina del IPP (GENEVAPCA) conectada a la red, con la
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finalidad de darle estabilidad y fortaleza a la RESP. Por lo tanto: la operación con una sola
máquina en JOSEFA CAMEJO será considerada como una condición de CONTINGENCIA.
9.
La única planificación de expansión de generación (de corto plazo) existente es la
ampliación de la planta Josefa Camejo, de la que no se tiene fecha tentativa hasta el
momento. En todo caso esta ampliación se llevará adelante después que el PEP esté en
operación.
10.
Se considera que la barra SLACK del sistema es la S/E Planta Centro. En el caso de
operación aislada del SIN, la barra SLACK es la S/E Punto Fijo III (Planta Josefa Camejo).
11.
La generación operativa de PLANTA PUNTO FIJO I son 5 máquinas de 20MW (100MW)
nominales a saber TG7, TG9, TG10, TG12 y TG13 que operan normalmente en 18MW (5 x
18 = 90MW). Usualmente se considera que la generación disponible de la planta es de
80MW con 5 unidades en barra.
12.
La generación instalada en IPP (GENEVAPCA) es de 315 MW, está normalmente aislada del
sistema eléctrico de Paraguaná, sin embargo se analizará un caso con una de las máquinas
de 100MW conectada a la RESP.
13.
La Planta Josefa Camejo no dispone actualmente de un sistema de control automatizado
adecuado para la operación aislada del Sistema Interconectado Nacional. Esta situación
puede ser muy delicada ante la entrada en operación el PEP. Dada la variabilidad del viento
y las fluctuaciones de la potencia que entregará el PEP, se requiere que el sistema eléctrico
asociado tenga una buena regulación voltaje-frecuencia, que no existe actualmente, al
menos en los períodos de operación aislada (condición que parece ser frecuente). Es
fundamental que el sistema de regulación y control previsto para la Planta Josefa Camejo
esté operativo antes de la entrada del PEP. En los estudios se considerará que dicha planta
dispone de la regulación de frecuencia-voltaje necesaria durante la operación aislada del
SIN. Es indispensable la puesta en servicio del sistema de control automático
previsto para la Planta, antes de la entrada en servicio del PEP.
14.
CADAFE/CORPOELEC no dispone de información sobre los sistemas de puesta a tierra (SPT)
de las subestaciones eléctricas y equipos de la red de Paraguaná. En los estudios se usaron
valores típicos de resistividad e impedancias de puesta a tierra de la zona, cuando no se
dispone de la información específica.
15.
La información sobre la resistividad del terreno y resistencias de puesta a tierra del
equipamiento de la S/E PEP fue suministrada por PDVSA-CRP en un informe titulado:
MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD ESPECÍFICA EN EL TERRENO - PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ.
16.
Entre las fallas más relevantes a ser analizadas, según CORPOELEC/CADAFE, están:
Falla en la línea EL ISIRO- PUNTO FIJO II (115KV)
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Falla en la línea JUDIBANA – PUNTO FIJO II (115KV)
Falla en la línea PUNTO FIJO IV – JOSEFA CAMEJO (115KV)
Falla en la línea JUDIBANA – PEP (115KV)
17.
Entre los casos de estudio se analizará la RESP aislada del SIN (líneas EL ISIRO-PUNTO
FIJO II abiertas). Esta situación de operación se considerará como una condición de
CONTIGENCIA.
18.
Para la verificar el análisis de armónicos es importante conocer la contaminación armónica
en la red, especialmente en las S/Es cercanas al PEP. Esta información no está disponible
actualmente. Por lo tanto se usarán valores típicos de distorsión armónica. Se incluirán
cargas no lineales que produzcan distorsiones armónicas típicas, dentro y fuera de los
rangos permitidos por las normas y recomendaciones de Calidad del Servicio Eléctrico
nacionales e internacionales (IEEE-519). Sin embargo, se harán las validaciones necesarias
en el caso de que se realice una campaña de medición, según se tiene previsto.
19.
Los criterios técnicos a ser usados en los estudios están descritos en la Memoria de Cálculo
del Proyecto [1]. Las premisas y criterios técnicos bajo los cuales se realizaron los estudios
se establecieron de acuerdo con los lineamientos de CADAFE/CORPOELEC y de PDVSA-CRP.
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IV)
ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EÓLICA DEL PEP
A partir de los datos de viento se hace una estimación de la producción eólica del Parque
Eólico Paraguaná con la finalidad de establecer los valores de generación eólica y de penetración
eólica en la red eléctrica.
Con relación a los datos de viento disponibles, la información consiste en un informe de la empresa
Garrad Hassan and Partners Ltd., que describe los equipos de evaluación del recurso eólico en la
zona, los emplazamientos estudiados y los datos de viento recopilados (valores promedios
mensuales).
La información sobre el viento en la zona usados como datos (disponibles) son las velocidades de
viento promedios en una torre de referencia a 10 metros de altura y registros de mediciones de
velocidad de viento (promedios mensuales) a 36 metros de altura.
En el estudio han determinado la velocidad media de viento de cada mes a partir de la media de
todos los datos válidos de ese mes durante el periodo de medición. Este valor se ha tomado como la
media mensual asumiendo que los datos válidos son representativos de los datos perdidos.
De este informe se ha podido extraer la información que se muestra en la Tabla 5 y Figura 11. Las
velocidades de viento (promedios mensuales) a la altura de buje del AG MADE AE-61 fueron
calculadas usando la siguiente expresión:
h2
v
v
h1
v
v
h2
h1
55,5
v
v
36
v
v
55,5
36
0,13
Ecuación 3
Los aspectos resaltantes del estudio de viento son los siguientes:
Los meses de mayor velocidad promedio de viento (mayores a 10 m/s) son marzo y entre los
meses de mayo a agosto.
Las mínimas velocidades promedio de viento (menores a 7 m/s) son los meses de septiembre
a diciembre.
El promedio anual (promedio de promedios) de la velocidad del viento a una altura de 55.5
metros (altura de buje del AG MADE AE-61) es de aproximadamente 9 m/s.
La rosa de vientos es prácticamente unidireccional con vientos predominantes del este.
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Tabla 5: Velocidades de viento (promedios mensuales) en la zona (Los Taques, Paraguaná)
05
06
07
08
09
10
11
12
01
02
03
04
VELOCIDADES DE VIENTO (PROMEDIOS MENSUALES)
h(m)
h(m)
h(m)
MESES DEL AÑO
Ref_10 mts
36 mts
55,5 mts
m/s
m/s
m/s
Mayo
8,411
9,567
10,120
Junio
8,678
10,967
11,601
Julio
8,333
10,067
10,649
Agosto
8,300
9,500
10,050
Septiembre
6,633
7,167
7,582
Octubre
6,000
5,600
5,924
Noviembre
5,667
5,933
6,277
Diciembre
6,611
6,933
7,335
Enero
6,830
7,867
8,322
Febrero
7,720
9,233
9,768
Marzo
8,040
9,867
10,438
Abril
7,967
9,133
9,662
Promedios de promedios
7,433
8,486
8,977
Velocidades de viento (promedios mensuales) en Los Taques (Paraguaná)
12,00
11,00
Vv en m/s
10,00
9,00
8,00
Ref_10 mts
36 mts
7,00
55,5 mts
6,00
Abril
Marzo
Febrero
Enero
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
Mayo
5,00
Meses del año
Figura 10: Velocidades de viento (promedios mensuales) en la zona (Los Taques, Paraguaná)
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Considerando uniformidad en el viento en el PEP, los valores promedios mensuales de viento de la
Tabla 5 y la Curva de Potencia del AG MADE AE-61 [1], se pueden obtener los valores promedios
mensuales de generación eólica en el PEP para los distintos escenarios.
Se han calculado, según el plan previsto de instalación de los 76 Aerogeneradores del PEP:
1 Aerogenerador
42 Aerogeneradores (en mayo del 2011, con la entrada de la S/E PEP)
54 Aerogeneradores (en noviembre del 2011)
76 Aerogeneradores (en febrero del 2012)
76 Aerogeneradores a la potencia máxima de diseño
Tabla 6: Potencias Eólicas Generadas (promedios mensuales de las vv)
GENERACIÓN EÓLICA ESTIMADA Y MÁXIMA DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ
MESES DEL AÑO
05
06
07
08
09
10
11
12
01
02
03
04
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Promedios de
promedios
1 AG
42 AG - MAY 2011 54 AG - NOV 2011
76 AG - FEB 2012
MW
MW
MWmáx
MW
MWmáx
MW
MWmáx
0,778
1,068
0,886
0,763
0,303
0,142
0,168
0,262
0,424
0,705
0,843
0,683
32,663
44,856
37,213
32,056
12,706
5,963
7,057
11,007
17,802
29,622
35,393
28,703
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
55,440
41,995
57,672
47,845
41,215
16,336
7,667
9,073
14,152
22,888
38,085
45,505
36,903
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
71,280
59,104
81,169
67,337
58,006
22,991
10,790
12,770
19,917
32,213
53,601
64,044
51,938
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
100,320
0,585
24,587
55,440
31,611
71,280
44,490
100,320
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Potencias Eólicas Generadas (promedios mensuales)
(a partir de las velocidades promedios de viento mensuales en la zona)
110
100
Potencia Eólica Generada (MW)
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Abril
Marzo
Febrero
Enero
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
Mayo
0
Meses del año
42 AG - MAY 2011
54 AG - NOV 2011
76 AG - FEB 2012
42 AG (POTENCIA MÁXIMA)
54 AG (POTENCIA MÁXIMA)
76 AG (POTENCIA MÁXIMA)
Figura 11: Potencias Eólicas Generadas (promedios mensuales)
Los aspectos resaltantes son los siguientes:
Los promedios anuales de aporte de potencia del PEP (promedios de promedios) resulta, para
las distintas fases:
o
Con 42 AG instalados: 24,587 MW
o
Con 54 AG instalados: 31,611 MW
o
Con 76 AG instalados: 49,490 MW
Los meses de mayo a julio y de febrero a abril el aporte de potencia del PEP (con 42 AG
operativos) resulta ser mayor al promedio anual (>24 MW).
Los meses de mayo a agosto y de febrero a abril el aporte de potencia del PEP (con 54 AG
operativos) resulta ser mayor al promedio anual (>31 MW).
Los meses de mayo a agosto y de febrero a abril el aporte de potencia del PEP (con 76 AG
operativos) resulta ser mayor al promedio anual (>49 MW).
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Los meses de marzo, junio y julio el aporte de potencia del PEP (con 76 AG operativos) resulta
ser mayor a los 60 MW.
Los meses de septiembre a enero se obtienen aportes de potencia y energía menores.
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V)
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO
Para plantear los casos y escenarios representativos e importantes a analizar en cada uno de los
estudios planteados es necesario realizar consideraciones sobre:
El sistema eléctrico y sus características (RESP y SIN).
El PEP y la planificación existente para su instalación.
La Demanda de la red eléctrica.
Las características del viento en la zona y su distribución durante un año típico.
La Penetración Eólica estimada en el sistema.
El Parque Eólico Paraguaná de 100,32MW nominales debería tener un impacto menor sobre el
sistema, si se considera la demanda o la generación del Sistema Interconectado Nacional. Sin
embargo, la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná se puede considerar una “isla” desde el punto
de vista eléctrico ya que:
Actualmente, la conexión de la RESP con el SIN es débil. El intercambio de potencia
(importación/exportación) está limitada por las dos líneas en 115kV entre EL ISIRO y PUNTO
FIJO II. Se considera que, como máximo, el intercambio puede ser de 160 MW.
La RESP puede operar desconectado del SIN y en este caso el impacto del PEP sobre la red es
mucho mayor.
Los casos donde la RESP está aislada del SIN son considerados de contingencia.
Por lo anterior se plantean los siguientes CASOS a analizar:
CASO A:
La RESP conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la planta
del IPP (GENEVAPCA) desconectada de la red.
CASO B:
La RESP desconectada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la
planta del IPP (GENEVAPCA) desconectada de la red. (CONTINGENCIA)
CASO C:
La RESP conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la planta
del IPP (GENEVAPCA) conectada (una máquina).
CASO D:
La RESP desconectada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la
planta del IPP (GENEVAPCA) conectada a la red (una máquina).
(CONTINGENCIA)
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Los escenarios a considerar son los siguientes:
La RESP en condición de demanda máxima, medio y mínima
El PEP con 42 Aerogeneradores (a partir de mayo del 2011), en condición de generación
media y máxima.
El PEP con 54 Aerogeneradores (a partir de noviembre del 2011), en condición de
generación media y máxima.
El PEP con 76 Aerogeneradores (a partir de febrero del 2012), en condición de generación
media y máxima.
La Planta Josefa Camejo con dos (2) y con un (1) generador en operación.
Bajo las consideraciones anteriores la tabla de escenarios se muestra a continuación:
Tabla 7: Escenarios a ser considerados
ESCENARIO
FECHA
ESCENARIO 1.1
ESCENARIO 1.2
ESCENARIO 1.3
ESCENARIO 1.4
ESCENARIO 1.5
ESCENARIO 1.6
ESCENARIO 1.7
ESCENARIO 2.1
ESCENARIO 2.2
ESCENARIO 2.3
ESCENARIO 2.4
ESCENARIO 2.5
ESCENARIO 2.6
ESCENARIO 2.7
ESCENARIO 3.1
ESCENARIO 3.2
ESCENARIO 3.3
ESCENARIO 3.4
ESCENARIO 3.5
ESCENARIO 3.6
ESCENARIO 3.7
may-11
may-11
may-11
may-11
may-11
may-11
may-11
nov-11
nov-11
nov-11
nov-11
nov-11
nov-11
nov-11
feb-12
feb-12
feb-12
feb-12
feb-12
feb-12
feb-12
DEMANDA DE LA RESP
CONDICIÓN
máxima
media
mínima
mínima
mínima
máxima
máxima
máxima
media
mínima
mínima
mínima
máxima
máxima
máxima
media
mínima
mínima
mínima
máxima
máxima
MW (FP = 0,9)
368,03
306,57
269,89
269,89
269,89
368,03
368,03
375,97
313,18
275,71
275,71
275,71
375,97
375,97
355,90
296,46
260,99
260,99
267,41
355,90
355,90
JOSEFA CAMEJO
CONDICIÓN
MW
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
1 GEN
150
2 GEN
260
1 GEN
150
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
1 GEN
150
2 GEN
260
1 GEN
150
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
2 GEN
260
1 GEN
150
2 GEN
260
1 GEN
150
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GENERACIÓN
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ
CONDICIÓN
MW
42 AG - Gen media
32,66
42 AG - Gen media
32,66
42 AG - Gen media
32,66
42 AG - Gen máxima
55,44
42 AG - Gen máxima
55,44
42 AG - Gen máxima
55,44
42 AG - Gen máxima
55,44
54 AG - Gen media
9,07
54 AG - Gen media
9,07
54 AG - Gen media
9,07
54 AG - Gen máxima
71,28
54 AG - Gen máxima
71,28
54 AG - Gen máxima
71,28
54 AG - Gen máxima
71,28
76 AG - Gen media
53,60
76 AG - Gen media
53,60
76 AG - Gen media
53,60
76 AG - Gen máxima
100,32
76 AG - Gen máxima
100,32
76 AG - Gen máxima
100,32
76 AG - Gen máxima
100,32
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VI)
ESTIMACIÓN DE LA PENETRACIÓN EÓLICA EN LA RESP
A continuación se muestran los resultados del análisis de penetración eólica en la RESP
realizados a partir de los valores estimados de la producción eólica, de la estimación de la demanda y
de la generación instalada.
El PEP de 100,32MW nominales tiene una penetración eólica ([1] y Ecuación 4, Ecuación 5, Ecuación
6), despreciable si se considera la demanda o la generación del Sistema Interconectado Nacional.
Peolica instalada
100
Pinstalada total
PEmedia de potencia
PEinstantanea de potencia
PEmedia de energia
Peolica generada
Pdemanda
Eeolica generada kWh
Edemanda kWh
100
100
Ecuación 4
Ecuación 5
Ecuación 6
Sin embargo, como se ha mencionado antes, la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná se puede
considerar una “isla” desde el punto de vista eléctrico. A partir de la información de la generación
eólica probable, usando los datos de viento (valores promedios mensuales) de un año típico y de la
información sobre la demanda y generación estimada de la RESP se pueden determinar los
coeficientes de penetración eólica posibles.
A continuación en la Figura 12 se muestran los gráficos de la Generación Eólica del PEP y de las
Demandas en la RESP durante un año típico.
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GENERACIÓN EÓLICA DEL PEP Y DEMANDA DE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ (AISLADO DEL SIN)
450
400
Demanda de la RESP en MW
350
300
DEMANDA MÁXIMA RESP
250
DEMANDA MÍNIMA RESP
DEMANDA MEDIA RSP
200
42 AG - MAY 2011
54 AG - NOV 2011
76 AG - FEB 2012
150
42 AG (POTENCIA MÁXIMA)
54 AG (POTENCIA MÁXIMA)
100
76 AG (POTENCIA MÁXIMA)
50
Abril
Marzo
Febrero
Enero
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
Mayo
0
Meses del año
Figura 12: Generación Eólica del PEP y Demandas esperadas en la RESP [1]
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En este apartado se determinan:
1. La PENETRACIÓN EÓLICA MEDIA DE POTENCIA (Ecuación 4), que se calcula con la generación
eólica y la generación instalada en la red.
PEmedia de potencia
Peolica instalada
100
Pinstalada total
2. Los valores medios de la PENETRACIÓN INSTANTÁNEA DE POTENCIA (Ecuación 5) se calculan
con la generación eólica y la demanda de la red. Esta es muy variable y depende de la
producción eólica y de la demanda en cada momento. Sin embargo, se pueden hacer
estimaciones de los valores medios de la PE instantánea, a partir de los valores medios de las
velocidades de viento en la zona y de las demandas promedios (mensuales). Por lo tanto para
determinar la Penetración Eólica es necesario recurrir los valores medios mensuales
(esperados) de la demanda de la RESP así como a la potencia eólica generada en el PEP, que
ha sido descrita y calculada en los apartados anteriores.
valores medios mensuales
instantanea de potencia
PE
valores medios mensuales
Peolica
generada
100
valores medios mensuales
Pdemanda
Ecuación 7
3. También se determinan los indicadores tomando en cuenta la DEMANDA y la GENERACIÓN
EÓLICA en todos los meses del año. Para determinar los valores de PENETRACIÓN EÓLICA
INSTANTÁNEA DE POTENCIA MÁXIMA probables también se calculan los casos donde el PEP
opera con los 76 Aerogeneradores y genera la potencia máxima de diseño (100,32MW). La
mayor penetración eólica ocurrirá cuando el PEP esté totalmente instalado y la demanda sea la
mínima. Los valores son obtenidos a partir de PROMEDIOS MENSUALES.
VI.1)
PENETRACIÓN EÓLICA MEDIA DE POTENCIA
Se ha considerando la principal planta generadora de la RESP (Planta Josefa Camejo) con dos (2) o
tres (3) unidades de 170MW así como las máquinas ubicadas en PUNTO FIJO II: 5 x 20MW. Los
resultados se muestran a continuación en la Tabla 8.
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Tabla 8: Penetración Eólica media de potencia
PENETRACIÓN EÓLICA MEDIA DE POTENCIA
GENERACION INSTALADA EN LA RESP
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ
MAYO 2011
NOVIEMBRE 2011
FEBRERO 2012
No. AG
MW
No. AG
MW
No. AG
MW
42
55,44
54
71,28
76
100,32
ESCENARIO DE GENERACIÓN
MW
3 Gen 170 MW en JC
5 x 20 MW en PF1
7%
9%
770
0 MW en IPP
SISTEMA
160 MW intercambio SIN
CONECTADO AL SIN
(SIN IPP2 Gen 170 MW en JC
GENEVAPCA)
5 x 20 MW en PF1
9%
12%
600
0 MW en IPP
160 MW intercambio SIN
3 Gen 170 MW en JC
5 x 20 MW en PF1
9%
12%
610
0 MW en IPP
SISTEMA AISLADO
0 MW intercambio SIN
DEL SIN (SIN IPP2 Gen 170 MW en JC
GENEVAPCA)
5 x 20 MW en PF1
13%
16%
440
0 MW en IPP
0 MW intercambio SIN
3 Gen 170 MW en JC
5 x 20 MW en PF1
6%
8%
870
SISTEMA
100 MW en IPP
CONECTADO AL SIN
160 MW intercambio SIN
(CON IPP2 Gen 170 MW en JC
GENEVAPCA)
5 x 20 MW en PF1
8%
10%
700
100 MW en IPP
160 MW intercambio SIN
3 Gen 170 MW en JC
5 x 20 MW en PF1
10%
8%
710
100 MW en IPP
SISTEMA AISLADO
0 MW intercambio SIN
DEL SIN (CON IPP2 Gen 170 MW en JC
GENEVAPCA)
5 x 20 MW en PF1
10%
13%
540
100 MW en IPP
0 MW intercambio SIN
NOTA 1: Se consideran 2 o 3 máquinas de 170MW en Josefa Camejo y 5x20MW en PF-I
NOTA 2: Cuando la RESP está conectada al SIN se considera un intercambio máximo de 160MW
NOTA 3: Cuando se incluye el IPP (GENEVAPCA) se considera una máquina de 100MW
13%
17%
16%
23%
12%
14%
14%
19%
La penetración eólica media máxima es de 19% y ocurre cuando el PEP está totalmente instalado y
la RESP opera aislada del SIN con dos máquinas en Josefa Camejo. Considerando la RESP conectada
al SIN y con todas las máquinas conectadas la penetración eólica media es del 6%.
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VI.2)
PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA
A continuación en la Tabla 9 se muestran los resultados obtenidos para los escenarios descritos en la
Tabla 7, donde se resaltan los valores superiores al 20%. Se muestran las dos condiciones posibles: la
RESP conectada (Casos A y C) y aislada (Casos B y D) del SIN respectivamente.
Tabla 9: Penetración Eólica Instantánea de Potencia
VALORES MEDIOS ESTIMADOS DE LA PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA
ESCENARIO
CASOS A y C
CONECTADO AL SIN
6,2%
7,0%
7,6%
12,9%
10,5%
1,7%
1,9%
2,1%
16,4%
13,3%
10,4%
11,7%
12,7%
23,8%
19,4%
ESCENARIO 1.1
ESCENARIO 1.2
ESCENARIO 1.3
ESCENARIO 1.4 y ESCENARIO 1.5
ESCENARIO 1.6 y ESCENARIO 1.7
ESCENARIO 2.1
ESCENARIO 2.2
ESCENARIO 2.3
ESCENARIO 2.4 y ESCENARIO 2.5
ESCENARIO 2.6 y ESCENARIO 2.7
ESCENARIO 3.1
ESCENARIO 3.2
ESCENARIO 3.3
ESCENARIO 3.4 y ESCENARIO 3.5
ESCENARIO 3.6 y ESCENARIO 3.7
NOTA: CUANDO HAY CONEXIÓN AL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL (CASOS A y C) SE CONSIDERA UN INTERCAMBIO MÁXIMO DE
(MW)
Para estimar los valores de PENETRACIÓN EÓLICA
consideran la DEMANDA y la GENERACIÓN EÓLICA en
continuación en la la Tabla 10 y Figura 13 para la RESP
para la RESP aislada del SIN. En las tablas se resaltan
eólica.
CASOS B y D
DESCONECTADO DEL SIN
8,9%
10,7%
12,1%
20,5%
15,1%
2,4%
2,9%
3,3%
25,9%
19,0%
15,1%
18,1%
20,5%
38,4%
28,2%
160
INSTANTÁNEA DE POTENCIA probables se
todos los meses del año, como se muestra a
conectado al SIN y en la Tabla 11 y Figura 14
los valores superiores al 20% de penetración
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Tabla 10: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP conectada al SIN
VALORES MEDIOS DE LA PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA
CONSIDERANDO UN INTERCAMBIO DE:
160
CON EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) A TRAVÉS DE PUNTO FIJO II / ISIRO
MW
CASOS A y C
PEP CON 42 AG
PEP a Generación promedio
MESES DEL AÑO
05
06
07
08
09
10
11
12
01
02
03
04
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
MÁXIMA
6,19%
8,59%
7,08%
6,00%
2,35%
1,10%
1,32%
2,09%
3,41%
5,74%
6,75%
5,29%
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
7,00%
7,60%
9,72%
10,54%
8,01%
8,69%
6,79%
7,38%
2,67%
2,90%
1,25%
1,36%
1,49%
1,62%
2,36%
2,56%
3,86%
4,19%
6,49%
7,04%
7,63%
8,28%
5,99%
6,51%
PEP CON 54 AG
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
12,90%
13,03%
12,95%
12,76%
12,64%
12,60%
12,72%
12,91%
13,04%
13,17%
12,97%
12,58%
PEP a Generación promedio
MÁXIMA
7,95%
11,04%
9,10%
7,71%
3,03%
1,42%
1,69%
2,68%
4,39%
7,38%
8,67%
6,80%
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
9,00%
9,77%
12,49%
13,55%
10,30%
11,17%
8,73%
9,48%
3,43%
3,72%
1,60%
1,74%
1,92%
2,08%
3,04%
3,29%
4,96%
5,38%
8,34%
9,05%
9,81%
10,65%
7,71%
8,37%
PEP CON 76 AG
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
16,58%
16,75%
16,65%
16,40%
16,25%
16,20%
16,36%
16,60%
16,76%
16,93%
16,68%
16,17%
PEP a Generación promedio
MÁXIMA
11,19%
15,54%
12,81%
10,85%
4,26%
1,99%
2,38%
3,78%
6,17%
10,39%
12,21%
9,57%
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
12,67%
13,75%
17,58%
19,07%
14,49%
15,73%
12,29%
13,35%
4,83%
5,24%
2,26%
2,45%
2,70%
2,93%
4,27%
4,64%
6,98%
7,58%
11,74%
12,73%
13,81%
14,98%
10,84%
11,78%
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
23,34%
23,57%
23,43%
23,08%
22,87%
22,80%
23,02%
23,36%
23,59%
23,83%
23,47%
22,76%
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UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
FUNINDES
USB
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
30%
25%
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MED
20%
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
PEP 42 AG GEN MAX Y DEM MIN
15%
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MED
10%
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
PEP 54 AG GEN MAX Y DEM MIN
5%
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MED
Abril
Marzo
Febrero
Enero
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
0%
Mayo
VALORES MEDIOS DE LA PE INSTANTÁNEA DE POTENCIA
VALORES MEDIOS DE LA PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA EN LA RESP
CON CONEXIÓN PUNTO FIJO II-ISIRO
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
PEP 76 AG GEN MAX Y DEM MIN
MESES DEL AÑO
Figura 13: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP conectada al SIN
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
Tabla 11: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP aislada del SIN
VALORES MEDIOS DE LA PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA
CONSIDERANDO UN INTERCAMBIO DE:
0
CON EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) A TRAVÉS DE PUNTO FIJO II / ISIRO
MW
CASOS B y D
PEP CON 42 AG
PEP a Generación promedio
MESES DEL AÑO
05
06
07
08
09
10
11
12
01
02
03
04
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
MÁXIMA
8,87%
12,39%
10,17%
8,56%
3,34%
1,56%
1,88%
2,99%
4,92%
8,32%
9,71%
7,50%
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
10,65%
12,10%
14,87%
16,89%
12,21%
13,87%
10,28%
11,67%
4,02%
4,56%
1,88%
2,13%
2,25%
2,56%
3,60%
4,08%
5,91%
6,71%
9,99%
11,35%
11,65%
13,24%
9,00%
10,22%
PEP CON 54 AG
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
20,54%
20,87%
20,67%
20,19%
19,90%
19,81%
20,11%
20,57%
20,90%
21,24%
20,73%
19,74%
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
PEP a Generación promedio
MÁXIMA
11,41%
15,92%
13,08%
11,00%
4,30%
2,01%
2,41%
3,85%
6,33%
10,70%
12,48%
9,64%
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
13,70%
15,56%
19,12%
21,71%
15,70%
17,84%
13,21%
15,01%
5,16%
5,86%
2,41%
2,74%
2,90%
3,29%
4,62%
5,25%
7,60%
8,63%
12,85%
14,59%
14,98%
17,02%
11,57%
13,14%
PEP CON 76 AG
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
26,41%
26,84%
26,58%
25,95%
25,59%
25,46%
25,85%
26,45%
26,87%
27,31%
26,66%
25,39%
PEP a Generación promedio
MÁXIMA
16,06%
22,41%
18,41%
15,49%
6,05%
2,83%
3,40%
5,42%
8,91%
15,06%
17,56%
13,56%
DEMANDA
MEDIA
MÍNIMA
19,28%
21,90%
26,90%
30,56%
22,10%
25,11%
18,59%
21,12%
7,27%
8,25%
3,39%
3,85%
4,08%
4,63%
6,51%
7,39%
10,69%
12,14%
18,08%
20,54%
21,08%
23,95%
16,28%
18,50%
PEP a
Generación
máxima
MÍNIMA
37,17%
37,77%
37,40%
36,53%
36,01%
35,84%
36,39%
37,22%
37,82%
38,44%
37,52%
35,73%
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UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
40%
35%
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
30%
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MED
25%
PEP 42 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
PEP 42 AG GEN MAX Y DEM MIN
20%
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
15%
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MED
PEP 54 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
10%
PEP 54 AG GEN MAX Y DEM MIN
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MAX
5%
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MED
Abril
Marzo
Febrero
Enero
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
0%
Mayo
VALORES MEDIOS DE LA PE INSTANTÁNEA DE POTENCIA
VALORES MEDIOS DE LA PENETRACIÓN EÓLICA INSTANTÁNEA DE POTENCIA EN LA RESP
SIN CONEXIÓN PUNTO FIJO II-ISIRO
PEP 76 AG GEN MEDIA Y DEM MIN
PEP 76 AG GEN MAX Y DEM MIN
MESES DEL AÑO
Figura 14: Penetración Eólica Instantánea (valores mensuales) con la RESP aislada del SIN
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
Los valores MÁXIMOS de PENETRACIÓN EÓLICA se obtienen en los meses de mayo a junio en la
condición de demanda mínima de la RESP
En la Tabla 9, Tabla 10 y Tabla 11 se han resaltado los valores de Penetración Eólica
superiores al veinte por ciento (>20%).
En los intervalos donde el Parque Eólico genera toda su potencia nominal la penetración eólica
será máxima. Se obtienen valores de hasta un 38% (cuando la RESP opera de forma aislada
al SIN) y de hasta un 23% (cuando la RESP opera conectada al SIN). Estas condiciones de
alta penetración eólica son posibles pero poco probables (pueden ocurrir durante períodos
cortos de tiempo).
En los momentos de demanda mínima y vientos promedios elevados se alcanzan valores de
penetración eólica del orden del 23% con la RESP conectada al SIN y de un 35% cuando el
sistema está aislado del SIN.
Los valores altos de penetración eólica se obtienen en los meses de mayo a julio: generación
eólica (promedio) máxima y demanda mínima.
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EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
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VII) RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN PERMANENTE
A continuación se describen los resultados obtenidos en los estudios de régimen permanente:
1. Se muestran y analizan los resultados del estudio de flujo de carga de la RESP y de la red
interna del PEP para distintos casos y escenarios probables así como de los casos más
críticos para el sistema.
2. Se muestran los resultados del análisis de contingencias del sistema.
3. Se verifican los Niveles de CC actuales y se muestran los resultados de los nuevos valores ante
la instalación del Parque Eólico Paraguaná, mediante un estudio de CC. También calculan y
analizan los NCC de la red interna del PEP.
4. Se describen los resultados del estudio de flujo de carga armónico del sistema y el posible
impacto del PEP ante distintas condiciones de funcionamiento.
5. Los criterios técnicos empleados se han descrito en [1] y se resumen en la siguiente tabla.
Tabla 12: Criterios de régimen permanente
CRITERIOS DE RÉGIMEN PERMANENTE
En operación normal (tensiones
Fluctuaciones
de tensión
115kV)
5%
En operación normal (tensiones < 115kV)
6%
En condiciones de emergencia (contingencia)
Frecuencia
En operación normal
Contingencias
En condiciones normales / especiales
Sobrecargas
Armónicos
- 8% y +7%
60 Hz
1%
n-1 / n-2
En condiciones normales
100%
En contingencia
120%
Distorsión
Individual
Distorsión
Total
THDv (230kV)
1,0%
1,5%
THDv (115kV)
1,5%
2,5%
THDv (13,8kV y 34,5kV)
3,0%
5,0%
TDDi (115kV y 230kV)
-
2,5%
TDDi (13,8kV y 34,5kV)
-
5,0%
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
VII.1)
ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA (FC)
Se han realizado dos grupos de estudios de flujos de carga: la de la Red Eléctrica del Sistema
Paraguaná con la incorporación del Parque Eólico Paraguaná y la de la Red Interna del PEP. A
contuación en los siguientes apartados se describen los casos de estudio y los resultados obtenidos.
VII.1.A)
CASOS Y ESCENARIOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RESP
Considerando los cuatro (4) casos (A-D), los veintiún (21) escenarios y las premisas descritas en el
apartado V) DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO, a continuación, en
Tabla 13 se identifican un grupo de ochenta y cuatro (84) casos a ser analizados mediante corridas de
flujo de carga. Adicionalmente se han ejecutado los casos bases, sin el PEP.
Tabla 13: Identificación de los escenarios y casos de estudio
CASOS A EJECUTAR EN LOS ESTUDIOS DE DE FLUJO DE CARGA (84 CASOS)
ESCENARIO/CASO CASO A
CASO B
CASO C
CASO D
ESCENARIO 1.1
Caso A.1.1 Caso B.1.1 Caso C.1.1 Caso D.1.1
ESCENARIO 1.2
Caso A.1.2 Caso B.1.2 Caso C.1.2 Caso D.1.2
ESCENARIO 1.3
Caso A.1.3 Caso B.1.3 Caso C.1.3 Caso D.1.3
ESCENARIO 1.4
Caso A.1.4 Caso B.1.4 Caso C.1.4 Caso D.1.4
ESCENARIO 1.5
Caso A.1.5 Caso B.1.5 Caso C.1.5 Caso D.1.5
ESCENARIO 1.6
Caso A.1.6 Caso B.1.6 Caso C.1.6 Caso D.1.6
ESCENARIO 1.7
Caso A.1.7 Caso B.1.7 Caso C.1.7 Caso D.1.7
ESCENARIO 2.1
Caso A.2.1 Caso B.2.1 Caso C.2.1 Caso D.2.1
ESCENARIO 2.2
Caso A.2.2 Caso B.2.2 Caso C.2.2 Caso D.2.2
ESCENARIO 2.3
Caso A.2.3 Caso B.2.3 Caso C.2.3 Caso D.2.3
ESCENARIO 2.4
Caso A.2.4 Caso B.2.4 Caso C.2.4 Caso D.2.4
ESCENARIO 2.5
Caso A.2.5 Caso B.2.5 Caso C.2.5 Caso D.2.5
ESCENARIO 2.6
Caso A.2.6 Caso B.2.6 Caso C.2.6 Caso D.2.6
ESCENARIO 2.7
Caso A.2.7 Caso B.2.7 Caso C.2.7 Caso D.2.7
ESCENARIO 3.1
Caso A.3.1 Caso B.3.1 Caso C.3.1 Caso D.3.1
ESCENARIO 3.2
Caso A.3.2 Caso B.3.2 Caso C.3.2 Caso D.3.2
ESCENARIO 3.3
Caso A.3.3 Caso B.3.3 Caso C.3.3 Caso D.3.3
ESCENARIO 3.4
Caso A.3.4 Caso B.3.4 Caso C.3.4 Caso D.3.4
ESCENARIO 3.5
Caso A.3.5 Caso B.3.5 Caso C.3.5 Caso D.3.5
ESCENARIO 3.6
Caso A.3.6 Caso B.3.6 Caso C.3.6 Caso D.3.6
ESCENARIO 3.7
Caso A.3.7 Caso B.3.7 Caso C.3.7 Caso D.3.7
Cada CASO DE ESTUDIO de la Tabla 13 se identifica de la siguiente manera:
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Caso LETRA .
A
B
C
D
#
1
2
3
.
#
1
2
3
4
5
6
7
Las letras A, B, C y D indican los casos según se describen en el apartado V). Los casos B y D
(la RESP aislada del SIN) son consideradas condiciones de CONTIGENCIA.
El primer número (1, 2 o 3) indican el escenario: 05-2011, 11-2011 y 02-2012
respectivamente.
El segundo número (1 a 7) indica la condición de generación/demanda a considerar en cada
escenario.
VII.1.B)
ESCENARIOS DE GENERACIÓN/DEMANDA DE LA RESP
A continuación en las siguientes figuras se muestra la situación de la GENERACIÓN/DEMANDA de la
RESP (demanda máxima total y por S/Es) para las tres fases consideradas: mayo 2011 (Figura 15),
noviembre 2011 (Figura 16) y febrero 2012 (Figura 17).
En las figuras se muestran las capacidades máximas o nominales de las líneas. En las figuras también
se indican los valores medios de Penetración Eólica Instantánea (Tabla 9) para la condición de
demanda mínima en el sistema y considerando que el Parque Eólico Paraguaná entrega su potencia
nominal (o máxima para esa fecha).
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
362 x 2 MWnom
S/E EL ISIRO
230/115kV
S/E PLANTA
CENTRO
NC
(116 + 112) MWnom
160 MWmáx
MAYO 2011
DEM. MÁX.
2 x 90 MWnom
S/E
PUNTO
FIJO II
115/34.5/
13.8kV
70 MW
S/E PUNTO
FIJO III
JOSEFA
CAMEJO
115/13.8kV
S/E
JUDIBANA
115/13.8kV
175 MW
25 MW
3 x 170 MWnom
2 x 150 MW max
90 MWnom
NA
111 x 2 MWnom
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
90 MWnom
S/E PUEBLO
NUEVO
115kV
S/E LOS
TAQUES
115kV
55,44
MWnom
15 MW
732MW nom
S/E EL ISIRO
S/E
PLANTA
CENTRO
SIN
160 MW máx
S/E PUNTO FIJO III
PLANTA JOSEFA
CAMEJO
MAYO 2011
NC
RED ELÉCTRICA
DEL SISTEMA
PARAGUANÁ
(RESP)
RESP
55,44 MW
(máx)
S/E
PUNTO
FIJO I
115/34.5/
13.8kV
S/E PUNTO
FIJO IV
115/13.8kV
61 MW
S/E PARQUE
EÓLICO
PARAGUANÁ
115kV
100 Mwnom
90 MWop
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
2 x 112 MWnom
PE aislada
max
RESP
PE conect.
max
S/E PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ
3 x 150 MW (máx)
Normalmente
2 X 130 = 260MW
DEMmáx. = 368 MW
DEMmed. = 307 MW
DEMmín. = 270 MW
5x20=100W (máx)
Normalmente
5x18 = 90 MW
S/E’s PUNTO
FIJO I
55, 44
21%
270
55, 44
13%
270 160
N
A
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
100 MW (máx)
Figura 15: Generación/Demanda de la RESP: Escenario 1, Mayo del 2011
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
362 x 2 MWnom
S/E EL ISIRO
230/115kV
S/E PLANTA
CENTRO
NC
(116 + 112) MWnom
160 MWmáx
NOVIEMBRE 2011
DEM. MÁX.
2 x 90 MWnom
S/E
PUNTO
FIJO II
115/34.5/
13.8kV
70 MW
S/E PUNTO
FIJO III
JOSEFA
CAMEJO
115/13.8kV
S/E
JUDIBANA
115/13.8kV
177 MW
25 MW
3 x 170 MWnom
3 x 150 MW max
90 MWnom
NA
111 x 2 MWnom
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
90 MWnom
S/E PUEBLO
NUEVO
115kV
S/E LOS
TAQUES
115kV
71,28
MWnom
16 MW
732MW nom
S/E EL ISIRO
S/E
PLANTA
CENTRO
SIN
160 MW máx
S/E PUNTO FIJO III
PLANTA JOSEFA
CAMEJO
NOVIEMBRE 2011
NC
RED ELÉCTRICA
DEL SISTEMA
PARAGUANÁ
(RESP)
RESP
71,28 MW
(máx)
S/E
PUNTO
FIJO I
115/34.5/
13.8kV
S/E PUNTO
FIJO IV
115/13.8kV
63 MW
S/E PARQUE
EÓLICO
PARAGUANÁ
115kV
100 Mwnom
90 MWop
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
2 x 112 MWnom
PE aislada
max
RESP
PE conect.
max
S/E PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ
3 x 150 MW (máx)
Normalmente
2 X 130 = 260MW
DEMmáx. = 376 MW
DEMmed. = 313 MW
DEMmín. = 276 MW
5x20=100W (máx)
Normalmente
5x18 = 90 MW
S/E’s PUNTO
FIJO I
71, 28
26%
276
71, 28
16%
276 160
N
A
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
150 MW (máx)
Figura 16: Generación/Demanda de la RESP: Escenario 2, Noviembre del 2011
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNDACION DE
INVESTIGACION
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
362 x 2 MWnom
S/E EL ISIRO
230/115kV
S/E PLANTA
CENTRO
NC
(116 + 112) MWnom
160 MWmáx
2 x 90 MWnom
S/E
PUNTO
FIJO II
115/34.5/
13.8kV
S/E PUNTO
FIJO III
JOSEFA
CAMEJO
115/13.8kV
S/E
JUDIBANA
115/13.8kV
S/E
PUNTO
FIJO I
115/34.5/
13.8kV
S/E PUNTO
FIJO IV
115/13.8kV
160 MW
61 MW
23 MW
3 x 170 MWnom
3 x 150 MW max
90 MWnom
S/E PARQUE
EÓLICO
PARAGUANÁ
115kV
NA
111 x 2 MWnom
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
90 MWnom
S/E PUEBLO
NUEVO
115kV
S/E LOS
TAQUES
115kV
100,32
MWnom
15 MW
732MW nom
S/E EL ISIRO
27 MW
S/E
PLANTA
CENTRO
SIN
160 MW máx
NC
S/E PUNTO FIJO III
PLANTA JOSEFA
CAMEJO
FEBRERO 2012
RED ELÉCTRICA
DEL SISTEMA
PARAGUANÁ
(RESP)
RESP
100 MW
(máx)
100 Mwnom
90 MWop
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
180 x 2 MWnom
2 x 112 MWnom
70 MW
FEBRERO 2012
DEM. MÁX.
PE aislada
max
RESP
PE conect.
max
S/E PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ
3 x 150 MW (máx)
Normalmente
2 X 130 = 260MW
DEMmáx. = 356 MW
DEMmed. = 296 MW
DEMmín. = 261 MW
5x20=100W (máx)
Normalmente
5x18 = 90 MW
S/E’s PUNTO
FIJO I
100
38%
261
100
24%
261 160
N
A
PDVSA-CRP
(GENEVAPCA)
150 MW (máx)
Figura 17: Generación / Demanda de la RESP: Escenario 3, Febrero del 2012
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VII.1.C)
RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RESP
Los estudios de FC se realizaron bajo las premisas descritas en el apartado III.3) PREMISAS DE
CÁLCULO y según los casos y escenarios descritos en el apartados: V) DESCRIPCIÓN GENERAL DE
LOS CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO y VII.1.A) CASOS Y ESCENARIOS DE LOS ESTUDIOS DE FC
DE LA RESP. Los casos analizados incluyen tanto las condiciones de máxima penetración eólica en la
red así como las condiciones de penetración eólica mínima y promedio del PEP.
En los entregables del proyecto descritos en el apartado XII)) están los resultados completos de todos
los casos de FC ejecutados.
En primer lugar se corrieron todos los flujos de carga (84 casos) sin realizar ajustes de las
tomas (Taps) de los transformadores del sistema con la finalidad de evaluar, en primera
instancia, el comportamiento del mismo. En general, los casos de demanda mínima y media
cumplían con los criterios de RP, sin embargo en los casos más críticos (demanda máxima) no
se alcanzaban las condiciones de voltaje (Vn 5%) de régimen permanente.
En la Tabla 14 se muestra la lista de todos los casos y se resaltan aquellos donde el sistema
resulta no factible (el flujo de carga no converge) o donde se obtienen valores fuera de los
rangos permitidos o aceptables según los criterios de régimen permanente establecido.
Posteriormente se corrieron todos los flujos de carga (84 casos), realizando ajuste de las
tomas (Taps) de los transformadores del sistema y considerando los límites de potencia
reactiva de las máquinas de la red. Los resultados, en cuanto a los perfiles de tensión en la red
se pueden ver en la Figura 18: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados) y
Figura 19: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados, exceptuando los .7). En
la Figura 25, Figura 26 y Figura 27 se muestran los gráficos de los perfiles de tensión para
todos los casos y escenarios de mayo del 2011, noviembre del 2011 y febrero del 2012,
respectivamente. Como se puede ver en todos los gráficos mencionados, los perfiles de
tensión de la red son adecuados y cumplen con los criterios de RP establecidos en la Tabla 12.
Los resultados indican que, para el sistema analizado y descrito en la Figura 5: Diagrama
unifilar de la RESP incluyendo el Parque Eólico Paraguaná, considerando las condiciones más
probables y también las más críticas para la red, no se requiere compensación reactiva
adicional en ningún punto del sistema (y tampoco en la S/E PEP).
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Tabla 14: Casos donde el FC no converge o los resultados están fuera de los rangos admisibles
CASOS A EJECUTAR DE FLUJO DE CARGA
ESCENARIO/CASO
CASO A
CASO B
CASO C
ESCENARIO 1.1
Caso A.1.1
Caso B.1.1
Caso C.1.1
ESCENARIO 1.2
Caso A.1.2
Caso B.1.2
Caso C.1.2
ESCENARIO 1.3
Caso A.1.3
Caso B.1.3
Caso C.1.3
ESCENARIO 1.4
Caso A.1.4
Caso B.1.4
Caso C.1.4
ESCENARIO 1.5
Caso A.1.5
Caso B.1.5
Caso C.1.5
ESCENARIO 1.6
Caso A.1.6
Caso B.1.6
Caso C.1.6
ESCENARIO 1.7
Caso A.1.7
Caso B.1.7
Caso C.1.7
ESCENARIO 2.1
Caso A.2.1
Caso B.2.1
Caso C.2.1
ESCENARIO 2.2
Caso A.2.2
Caso B.2.2
Caso C.2.2
ESCENARIO 2.3
Caso A.2.3
Caso B.2.3
Caso C.2.3
ESCENARIO 2.4
Caso A.2.4
Caso B.2.4
Caso C.2.4
ESCENARIO 2.5
Caso A.2.5
Caso B.2.5
Caso C.2.5
ESCENARIO 2.6
Caso A.2.6
Caso B.2.6
Caso C.2.6
ESCENARIO 2.7
Caso A.2.7
Caso B.2.7
Caso C.2.7
ESCENARIO 3.1
Caso A.3.1
Caso B.3.1
Caso C.3.1
ESCENARIO 3.2
Caso A.3.2
Caso B.3.2
Caso C.3.2
ESCENARIO 3.3
Caso A.3.3
Caso B.3.3
Caso C.3.3
ESCENARIO 3.4
Caso A.3.4
Caso B.3.4
Caso C.3.4
ESCENARIO 3.5
Caso A.3.5
Caso B.3.5
Caso C.3.5
ESCENARIO 3.6
Caso A.3.6
Caso B.3.6
Caso C.3.6
ESCENARIO 3.7
Caso A.3.7
Caso B.3.7
Caso C.3.7
CASO D
Caso D.1.1
Caso D.1.2
Caso D.1.3
Caso D.1.4
Caso D.1.5
Caso D.1.6
Caso D.1.7
Caso D.2.1
Caso D.2.2
Caso D.2.3
Caso D.2.4
Caso D.2.5
Caso D.2.6
Caso D.2.7
Caso D.3.1
Caso D.3.2
Caso D.3.3
Caso D.3.4
Caso D.3.5
Caso D.3.6
Caso D.3.7
El flujo de carga no converge
Los resultados obtenidos están fuera de los rangos admisibles
Analizando las condiciones descritas en la Tabla 7 es evidente que las condiciones más críticas para el
sistema son los casos B y D (la RESP aislada del SIN) y los escenarios de demanda máxima. Los
escenarios identificados como x.7 (1.7, 2.7 y 3.7), con el sistema aislado del SIN y con una sola
máquina en la planta Josefa Camejo son extremadamente críticos para el sistema. Estos deben
considerarse como situaciones de “emergencia” y se puede esperar que el sistema no sea factible
(que el FC no converja) por un déficit de generación (tanto de potencia activa como reactiva). En los
casos de emergencia se debe disponer de un plan de racionamiento de carga. Sin embargo, todos los
demás casos son puntos de operación posibles y probables del sistema y deben cumplir con los
criterios establecidos de operación en RP.
A continuación muestran y se describen de forma más detallada algunos resultados obtenidos para
algunos de los casos más probables y críticos del sistema:
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1.
Figura 20: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.1.2 (Mayo 2011): Demanda media
y generación eólica media del mes de mayo del 2011 (42 AGs conectados en el PEP). RESP
conectada al SIN, dos (2) máquinas en la planta Josefa Camejo y sin IPP (GENEVAPCA).
a. GENERACIÓN EÓLICA (MEDIA): 32 MW
b. JOSEFA CAMEJO: 259 MW
c. EXPORTACIÓN AL SIN: 61 MW
d. DEMANDA RESP (MEDIA): 307 MW
2. Figura 21: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.3.2 (Febrero 2012): Demanda
media y generación eólica media del mes de febrero del año 2012 (76 AGs conectados en el
PEP). RESP conectada al SIN y dos (2) máquinas en la planta Josefa Camejo Camejo y sin IPP
(GENEVAPCA).
a.
b.
c.
d.
GENERACIÓN EÓLICA (MEDIA): 52 MW
JOSEFA CAMEJO: 259 MW
EXPORTACIÓN AL SIN: 90 MW
DEMANDA RESP (MEDIA): 296 MW
3. Figura 22: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.1.6 (Mayo 2011): Demanda
máxima y generación eólica máxima del mes de mayo del 2011 (42 AGs conectados en el
PEP). RESP aislada del SIN y dos (2) máquinas en la planta Josefa Camejo Camejo y sin IPP
(GENEVAPCA).
a.
b.
c.
d.
GENERACIÓN EÓLICA (MÁX.): 52 MW
JOSEFA CAMEJO: 236 MW
EXPORTACIÓN AL SIN: 0 MW
DEMANDA RESP (MÁX.): 368 MW
4. Figura 23: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.3.6 (Febrero 2012): Demanda
máxima y generación eólica máxima del mes febrero del 2012 (76 AGs conectados en el PEP).
RESP aislada del SIN y dos (2) máquinas en la planta Josefa Camejo Camejo y sin IPP
(GENEVAPCA).
a.
b.
c.
d.
GENERACIÓN EÓLICA (MÁX.): 95 MW
JOSEFA CAMEJO: 181 MW
EXPORTACIÓN AL SIN: 0 MW
DEMANDA RESP (MÁX.): 356 MW
Como puede verse en las figuras, en todos los casos, las tensiones están dentro de lo esperado (el
sistema muestra un buen perfil de tensiones) y las cargas de líneas y transformadores están dentro de
los valores nominales. El caso más crítico de los cuatro es el B.3.6, de febrero del 2012, donde
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tanto la demanda de la RESP como la generación eólica son máximas. Adicionalmente la RESP está
aislada del SIN. Se puede ver que el sistema tiene un buen perfil de tensiones y que las cargas de las
líneas están dentro de sus valores nominales.
De la Figura 28 a la Figura 33 se pueden ver las cargas en las líneas y de la Figura 34 a la Figura 39
las cargas de los transformadores (en porcentaje de sus valores nominales) para todos los casos y
escenarios planteados.
En cuanto a las líneas prácticamente en todos los casos las cargas son menores al 100% de
sus valores nominales. En algunos casos (los menos), especialmente en los más críticos y poco
probables, las cargas sobrepasan ligeramente el 100%.
En prácticamente todos los casos las cargas de los transformadores son menores al 100% de
sus valores nominales. En algunos casos, especialmente en los más críticos las cargas
sobrepasan el 100%, pero nunca alcanzan sobrecargas del 120%.
Se debe resaltar que el sistema en estudio, con dos líneas de interconexión en 115kV con el SIN
(ISIRO-PF2) y un anillo doble terna en 115kV en la RESP muestra ser un sistema fuerte y sólido en su
operación en RP. Incluso, cuando no existe el nexo con el SIN y siempre que haya dos máquinas
operativas en la Planta Josefa Camejo el sistema es capaz de alimentar la demanda máxima
prevista para el sistema en el año 2012, sin problemas de voltaje. En estas condiciones el PEP es un
apoyo importante, contribuye a aliviar la carga de las plantas térmicas del sistema y al ahorro de
combustible.
Sin embargo, la correcta operación de los AGs del PEP depende de un buen nivel de voltaje en la S/E
PEP (115kV). Este voltaje depende de la RESP y, en condiciones de operación aislada del SIN,
fundamentalmente de la planta Josefa Camejo. En resumen: la planta Josefa Camejo debe operar al
menos con dos (2) generadores para que el PEP funcione de forma correcta y aporte el máximo de
energía a la red en cada momento.
En la Figura 40 se muestra mediante un gráfico el rendimiento del PEP para todos los casos
analizados (84 casos). Se obtiene rendimientos que van desde un valor mínimo de 95,7% a un valor
máximo de 97,53%. El rendimiento considera las pérdidas en los transformadores de 0,69/34,5kV,
cables, y transformadores de potencia de 34,5/115kV de la S/E PEP.
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1,10
PERFIL DE TENSIONES (TODOS LOS CASOS ANALIZADOS)
1,05
1,00
0,95
0,90
IPP-138x
PNU-138b
PNU-138a
LTQ-138x
PF1-138e
PF1-138d
PF1-138c
PF1-138b
PF1-138a
PF4-138b
PF4-138a
JCA-138c
JCA-138a
JCA-138b
JUD-138b
JUD-138a
PF2-138x
PEP-345b
PEP-345a
PF2-345x
PF1-345x
PNU-115x
LTQ-115x
PEP-115x
IPP-115x
PF1-115x
PF4-115x
PF3-115x
PF2-115x
JUD-115x
ISI-115x
ISI-230x
PLC-230x
0,85
Figura 18: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados)
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1,10
PERFIL DE TENSIONES
(PARA TODOS LOS CASOS, ESCEPTUANDO LOS .7)
1,05
1,00
0,95
IPP-138x
PNU-138b
PNU-138a
PF1-138e
LTQ-138x
PF1-138d
PF1-138c
PF1-138b
PF1-138a
PF4-138b
PF4-138a
JCA-138c
JCA-138b
JCA-138a
JUD-138b
JUD-138a
PF2-138x
PEP-345b
PEP-345a
PF2-345x
PF1-345x
PNU-115x
LTQ-115x
PEP-115x
IPP-115x
PF1-115x
PF4-115x
PF3-115x
JUD-115x
PF2-115x
ISI-115x
ISI-230x
PLC-230x
0,90
Figura 19: Perfil de tensiones del sistema (todos los casos analizados, exceptuando los .7)
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TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA DEL CASO A.1.2 (MAYO 2011)
134 MW / 60 MVAr
SIN
19 %
0.98 pu
EL ISIRO
230 kV
PLANTA CENTRO
1.03 pu
134 MW / 55 MVAr
115 kV
1.04 pu
2 MW / -21 MVAr
12%
61 MW /
-49 MVAr
34 %
117 MW / 4.3 MVAr
170 MW / 35 MVAr
89 MW / 27 MVAr
68 MW /16 MVAr
52 %
48 %
26 %
19 %
JUDIBANA
PUNTO FIJO II
PUNTO FIJO III
Josefa Camejo
0.99 pu
0.99 pu
PUNTO FIJO IV
0.99 pu
0 MW
PUNTO FIJO I
0.99 pu
IPP (Genevapca)
0.99 pu
S/E PEP
21 MW / 7.9 MVAr
0.99 pu
10%
19 MW / -6.4 MVAr
PEP
PUEBLO NUEVO
0.98 pu
23 %
13 MW / 7.2 MVAr
16 %
LOS TAQUES
0.99 pu
Figura 20: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.1.2 (Mayo 2011)
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TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA DEL CASO A.3.2 (FEB 2012)
103 MW / 66 MVAr
SIN
19 %
0.98 pu
EL ISIRO
PLANTA CENTRO
230 kV
1.03 pu
103 MW / 63 MVAr
115 kV
1.05 pu
20 MW / -16 MVAr
14%
90 MW /
-49 MVAr
46 %
132 MW / 0.6 MVAr
166 MW / 28 MVAr
93 MW / 23 MVAr
74 MW /13 MVAr
59 %
47 %
26 %
21 %
JUDIBANA
PUNTO FIJO II
PUNTO FIJO III
Josefa Camejo
0.99 pu
0.99 pu
PUNTO FIJO IV
0.99 pu
0 MW
PUNTO FIJO I
0.99 pu
IPP (Genevapca)
1.00 pu
S/E PEP
22 MW / 8.7 MVAr
1.00 pu
11%
39 MW / -2.5 MVAr
PEP
PUEBLO NUEVO
0.98 pu
44 %
13 MW / 7.2 MVAr
16 %
LOS TAQUES
1.00 pu
Figura 21: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso A.3.2 (Febrero 2012)
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TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA DEL CASO B.1.6 (MAYO 2011)
SIN
230 kV
PLANTA CENTRO
EL ISIRO
115 kV
35 MW / 15 MVAr
21%
102 MW / 54 MVAr
150 MW / 116 MVAr
86 MW / 62 MVAr
60 MW /49 MVAr
51 %
53 %
29 %
21 %
JUDIBANA
PUNTO FIJO II
PUNTO FIJO III
Josefa Camejo
0.97 pu
0.96 pu
PUNTO FIJO IV
0.96 pu
0 MW
PUNTO FIJO I
0.95 pu
IPP (Genevapca)
0.97 pu
S/E PEP
25 MW / 11 MVAr
0.96 pu
12%
38 MW / -25 MVAr
PEP
PUEBLO NUEVO
0.95 pu
51 %
15 MW / 9 MVAr
20 %
LOS TAQUES
0.96 pu
Figura 22: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.1.6 (Mayo 2011)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
66/300
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA DEL CASO B.3.6 (FEB 2012)
SIN
PLANTA CENTRO
230 kV
EL ISIRO
115 kV
26 MW / 8 MVAr
15%
96 MW / 49 MVAr
104 MW / 120 MVAr
77 MW / 56 MVAr
54 MW /44 MVAr
48 %
44 %
26 %
19 %
JUDIBANA
PUNTO FIJO II
PUNTO FIJO III
Josefa Camejo
0.97 pu
0.96 pu
PUNTO FIJO IV
0.96 pu
0 MW
PUNTO FIJO I
0.95 pu
IPP (Genevapca)
0.97 pu
S/E PEP
27 MW / 12 MVAr
0.96 pu
13%
80 MW / -31 MVAr
PEP
PUEBLO NUEVO
0.95 pu
97 %
15 MW / 9 MVAr
20 %
LOS TAQUES
0.96 pu
Figura 23: Resultados del FC (230kV y 115kV) del Caso B.3.6 (Febrero 2012)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA PRINCIPALES DEL CASO A.1.2 (MAYO 2011)
V = 1,04
TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA PRINCIPALES DEL CASO A.3.2 (FEB 2012)
V = 1,05
• GENERACIÓN EÓLICA (MEDIA): 32 MW
• JOSEFA CAMEJO: 259 MW
• EXPORTACIÓN AL SIN: 61 MW
• DEMANDA RESP (MEDIA): 307 MW
SIN
2 MW / -21 MVAr
61 MW
-49 MVAr
V = 0,99
V = 0,99
PF2
117 MW
4,3 MVAr
259 MW
68 MW
V = 0,99
13 MW
V = 0,97
PF2
102 MW
54 MVAr
236 MW
V = 0,96
60 MW
49 MVAr
15 MW
PEP
53 MW
IPP
TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA PRINCIPALES DEL CASO B.3.6 (FEB 2012)
• GENERACIÓN EÓLICA (MÁX.): 95 MW
• JOSEFA CAMEJO: 181 MW
• EXPORTACIÓN AL SIN: 0 MW
• DEMANDA RESP (MÁX.): 356 MW
26 MW / 8 MVAr
V = 0,96
PF1
V = 0,97
PF2
96 MW
49 MVAr
V = 0,95
V = 0,96
LTQ
15 MW
9 MVAr
54 MW
PF3/JUD/PF4
(JC)
44 MVAr
181 MW
80 MW
-31 MVAr
0 MW
IPP
PF1
0 MW
PEP
52 MW
0 MW
V = 0,96
9 MVAr
13 MW
7,2MVAr
SIN
V = 0,95
PF3/JUD/PF4
(JC)
38 MW
-25 MVAr
LTQ
LTQ
35 MW / 15 MVAr
V = 0,96
74 MW
13 MVAr
259 MW
V = 1,00
• GENERACIÓN EÓLICA (MÁX.): 52 MW
• JOSEFA CAMEJO: 236 MW
• EXPORTACIÓN AL SIN: 0 MW
• DEMANDA RESP (MÁX.): 368 MW
0 MW
0,6 MVAr
39 MW
-2,5 MVAr
IPP
TENSIONES Y FLUJOS DE POTENCIA PRINCIPALES DEL CASO B.1.6 (MAYO 2011)
SIN
132 MW
V = 0,99
PF3/JUD/PF4
(JC)
V = 1,00
PEP
32 MW
7,2MVAr
PF2
0 MW
V = 0,99
LTQ
V = 1,00
PF1
16 MVAr
19 MW
-6,4 MVAr
V = 0,99
20 MW / -16 MVAr
90 MW
-49 MVAr
V = 0,99
PF3/JUD/PF4
(JC)
• GENERACIÓN EÓLICA (MEDIA): 52 MW
• JOSEFA CAMEJO: 259 MW
• EXPORTACIÓN AL SIN: 90 MW
• DEMANDA RESP (MEDIA): 296 MW
SIN
PF1
0 MW
V = 0,96
PEP
95 MW
IPP
Figura 24: Tensiones y flujos de potencia principales - casos Caso A.1.2/A.2.3/Caso B.1.6/Caso B.3.6
Caso A.1.2 (Mayo 2011), Caso A.2.3 (Noviembre 2011), Caso B.1.6 (Mayo 2011) y Caso B.3.6 (Febrero 2012)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
Casos A y C Mayo 2011
1,05
Caso A.1.1
1,04
Caso C.1.1
1,03
Caso A.1.2
Caso C.1.2
1,02
Caso A.1.3
1,01
0,99
Caso D.1.1
1,03
Caso B.1.2
Caso D.1.3
Caso B.1.4
Caso C.1.4
0,99
Caso B.1.6
0,96
Caso C.1.6
0,96
Caso D.1.6
Caso D.1.7
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
0,95
IPP-138x
PNU-138a
PNU-138b
PF1-138e
LTQ-138x
PF1-138d
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF4-138a
PF4-138b
JCA-138b
JUD-138b
JCA-138a
PF2-138x
JUD-138a
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PNU-115x
PF1-345x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PF1-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF2-115x
JUD-115x
Caso B.1.5
Caso D.1.5
0,97
Caso C.1.7
Caso D.1.4
0,98
Caso A.1.6
ISI-230x
ISI-115x
Caso B.1.3
1
Caso C.1.5
PLC-230x
Caso D.1.2
1,02
0,97
0,95
Caso B.1.1
1,04
Caso A.1.4
Caso A.1.5
0,98
Casos B y D Mayo 2011
1,01
Caso C.1.3
1,00
1,05
Figura 25: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Mayo 2011
Casos A y C Noviembre 2011
1,05
Caso A.2.1
Caso D.2.1
Caso A.2.2
1,03
Caso B.2.2
Caso C.2.2
1,02
Caso C.2.1
1,03
Caso A.2.3
1,01
0,99
Caso D.2.3
1
Caso B.2.4
Caso C.2.4
0,99
Caso C.2.5
0,97
Caso A.2.6
0,96
Caso C.2.6
0,96
Caso C.2.7
IPP-138x
PNU-138a
PNU-138b
LTQ-138x
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
PF1-138a
PF1-138b
PF4-138b
JCA-138b
PF4-138a
JCA-138a
JUD-138a
JUD-138b
PEP-345b
PF2-138x
PEP-345a
PF1-345x
PF2-345x
PNU-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PF4-115x
PF1-115x
PF3-115x
PF2-115x
JUD-115x
ISI-230x
ISI-115x
PLC-230x
Caso D.2.4
Caso B.2.5
0,98
0,97
0,95
Caso B.2.3
Caso A.2.4
Caso A.2.5
0,98
Caso D.2.2
1,01
Caso C.2.3
1,00
Caso B.2.1
1,04
1,04
1,02
Casos B y D Noviembre 2011
Caso D.2.5
Caso B.2.6
Caso D.2.6
Caso D.2.7
0,95
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
1,05
Figura 26: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Noviembre 2011
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
69/300
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
1,06
Casos A y C Febrero 2012
Caso A.3.1
1,05
1,05
Casos B y D Febrero 2012
Caso B.3.1
1,04
Caso C.3.1
1,04
Caso D.3.1
1,03
Caso A.3.2
1,03
Caso B.3.2
1,02
Caso C.3.2
1,01
Caso A.3.3
1,00
0,99
0,98
1,01
Caso D.3.3
Caso A.3.4
1
Caso B.3.4
Caso C.3.4
0,96
Caso A.3.5
0,95
Caso C.3.5
Caso A.3.6
0,93
Caso B.3.3
Caso C.3.3
0,97
0,94
Caso D.3.2
1,02
Caso D.3.4
0,99
Caso B.3.5
0,98
Caso D.3.5
Caso B.3.6
0,97
Caso C.3.6
Caso C.3.7
0,90
Caso A.3.7
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
0,91
Caso D.3.6
0,96
Caso D.3.7
0,95
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
0,92
Figura 27: Perfil de tensiones del sistema para todos los casos de Febrero 2011
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]usb.ve), UGSIEP/FUNINDES- USB
70/300
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Líneas - Mayo 2011
Caso A.1.1
Caso C.1.1
100,00%
Caso A.1.2
80,00%
Caso C.1.2
Caso A.1.3
60,00%
Caso C.1.3
Caso A.1.4
40,00%
Caso C.1.4
Caso A.1.5
20,00%
Caso C.1.5
Caso A.1.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
ISI - PF2 L2
ISI - PF2 L1
PLC - ISI L2
PLC - ISI L1
0,00%
Caso C.1.6
Caso A.1.7
Caso C.1.7
Figura 28: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Caso B.1.1
Líneas - Mayo 2011
Caso D.1.1
100,00%
Caso B.1.2
Caso D.1.2
80,00%
Caso B.1.3
Caso D.1.3
60,00%
Caso B.1.4
Caso D.1.4
40,00%
Caso B.1.5
Caso D.1.5
20,00%
Caso B.1.6
Caso D.1.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
0,00%
Caso B.1.7
Caso D.1.7
Figura 29: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Líneas - Nov 2011
Caso A.2.1
Caso C.2.1
100,00%
Caso A.2.2
Caso C.2.2
80,00%
Caso A.2.3
Caso C.2.3
60,00%
Caso A.2.4
Caso C.2.4
40,00%
Caso A.2.5
Caso C.2.5
20,00%
Caso A.2.6
Caso C.2.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
ISI - PF2 L2
ISI - PF2 L1
PLC - ISI L2
PLC - ISI L1
0,00%
Caso A.2.7
Caso C.2.7
Figura 30: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Líneas - Nov 2011
Caso B.2.1
Caso D.2.1
100,00%
Caso B.2.2
Caso D.2.2
80,00%
Caso B.2.3
Caso D.2.3
60,00%
Caso B.2.4
Caso D.2.4
40,00%
Caso B.2.5
Caso D.2.5
20,00%
Caso B.2.6
Caso D.2.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
0,00%
Caso B.2.7
Caso D.2.7
Figura 31: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Nov 2011 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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120,00%
Lineas - Feb 2012
Caso A.3.1
Caso C.3.1
100,00%
Caso A.3.2
Caso C.3.2
80,00%
Caso A.3.3
Caso C.3.3
60,00%
Caso A.3.4
Caso C.3.4
40,00%
Caso A.3.5
Caso C.3.5
20,00%
Caso A.3.6
Caso C.3.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
ISI - PF2 L2
ISI - PF2 L1
PLC - ISI L2
PLC - ISI L1
0,00%
Caso A.3.7
Caso C.3.7
Figura 32: Carga de las líneas – Casos A y C (C/C SIN) – Feb 2012 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Líneas - Feb 2012
Caso B.3.1
Caso D.3.1
100,00%
Caso B.3.2
Caso D.3.2
80,00%
Caso B.3.3
Caso D.3.3
60,00%
Caso B.3.4
Caso D.3.4
40,00%
Caso B.3.5
Caso D.3.5
20,00%
Caso B.3.6
Caso D.3.6
PF1 - IPP L1
PF4 - PF1 L2
PF4 - PF1 L1
PF3 - PF4 L2
PF3 - PF4 L1
PEP - LTQ L1
JUD - PNU L2
JUD - PNU L1
JUD - PEP L1
JUD - PF3 L2
JUD - PF3 L1
PF2 - PF1 L2
PF2 - PF1 L1
PF2 - JUD L2
PF2 - JUD L1
0,00%
Caso B.3.7
Caso D.3.7
Figura 33: Carga de las líneas – Casos B y D (S/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Transformadores - Mayo 2011
Caso A.1.1
Caso C.1.1
100,00%
Caso A.1.2
Caso C.1.2
80,00%
Caso A.1.3
Caso C.1.3
60,00%
Caso A.1.4
Caso C.1.4
40,00%
Caso A.1.5
Caso C.1.5
20,00%
Caso A.1.6
Caso C.1.6
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU TRc2
PNU - PNU TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
ISI - ISI TRs3
ISI - ISI TRs2
ISI - ISI TRs1
0,00%
Caso A.1.7
Caso C.1.7
Figura 34: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Transformadores - Mayo 2011
Caso B.1.1
Caso D.1.1
100,00%
Caso B.1.2
Caso D.1.2
80,00%
Caso B.1.3
Caso D.1.3
60,00%
Caso B.1.4
Caso D.1.4
40,00%
Caso B.1.5
Caso D.1.5
20,00%
Caso B.1.6
Caso D.1.6
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU
TRc2
PNU - PNU
TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
0,00%
Caso B.1.7
Caso D.1.7
Figura 35: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Mayo 2011 – Escenarios 1 al 7
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120,00%
Transformadores - Nov 2011
Caso A.2.1
Caso C.2.1
100,00%
Caso A.2.2
Caso C.2.2
80,00%
Caso A.2.3
Caso C.2.3
60,00%
Caso A.2.4
Caso C.2.4
40,00%
Caso A.2.5
Caso C.2.5
20,00%
Caso A.2.6
Caso C.2.6
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU TRc2
PNU - PNU TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
ISI - ISI TRs3
ISI - ISI TRs2
ISI - ISI TRs1
0,00%
Caso A.2.7
Caso C.2.7
Figura 36: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Transformadores - Nov 2011
Caso B.2.1
Caso D.2.1
100,00%
Caso B.2.2
Caso D.2.2
80,00%
Caso B.2.3
Caso D.2.3
60,00%
Caso B.2.4
Caso D.2.4
40,00%
Caso B.2.5
Caso D.2.5
20,00%
Caso B.2.6
Caso D.2.6
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU TRc2
PNU - PNU TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
0,00%
Caso B.2.7
Caso D.2.7
Figura 37: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Nov. 2011 – Escenarios 1 al 7
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FUNINDES-USB No. 56-2452
120,00%
Caso A.3.1
Transformadores - Feb 2012
Caso C.3.1
100,00%
Caso A.3.2
Caso C.3.2
80,00%
Caso A.3.3
Caso C.3.3
60,00%
Caso A.3.4
Caso C.3.4
40,00%
Caso A.3.5
20,00%
Caso C.3.5
Caso A.3.6
0,00%
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU TRc2
PNU - PNU TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
ISI - ISI TRs3
ISI - ISI TRs2
ISI - ISI TRs1
Caso C.3.6
Caso A.3.7
Caso C.3.7
Figura 38: Carga de transformadores – Casos A y C (C/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7
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120,00%
Caso B.3.1
Transformadores - Feb 2012
Caso D.3.1
100,00%
Caso B.3.2
Caso D.3.2
80,00%
Caso B.3.3
Caso D.3.3
60,00%
Caso B.3.4
Caso D.3.4
40,00%
Caso B.3.5
20,00%
Caso D.3.5
Caso B.3.6
PF1 - PF1 TRc1
PF1 - PF1 TRc4
PF1 - PF1 TRc3
PF1 - PF1 TRc2
PF1 - PF1 TRc1
PF4 - PF4 TRc2
PF4 - PF4 TRc1
LTQ - LTQ TRc1
PNU - PNU TRc2
PNU - PNU TRc1
JUD - JUD TRc2
JUD - JUD TRc1
PF2 - PF2 TRc1
PF2 - PF2 TRc1
IPP - IPP TRg1
PF1 - PF1 TRg1
PEP - PEP TRg4
PEP - PEP TRg3
PEP - PEP TRg2
PEP - PEP TRg1
PF3 - JCA TRg2
PF3 - JCA TRg1
0,00%
Caso D.3.6
Caso B.3.7
Caso D.3.7
Figura 39: Carga de transformadores – Casos B y D (S/C SIN) – Feb. 2012 – Escenarios 1 al 7
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Eficiencia en barra de la S/E PEP-115kV
98,00%
97,50%
97,00%
96,50%
96,00%
95,50%
95,00%
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83
Título del eje
Figura 40: Eficiencia (rendimiento) del PEP para todos los casos analizados
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VII.1.D)
CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO DE FC DE LA RED INTERNA DEL PEP
Para analizar el comportamiento en régimen permanente de la Red Interna del Parque Eólico
Paraguaná se plantean seis escenarios que abarcan las tres fases de instalación del parque (mayo
2011, noviembre 2011 y febrero 2012). En estas tres fases se determinan los voltajes en todas las
barras (34,5kV) así como las potencias aparentes, activas y reactivas que entregan cada uno de los 8
grupos de AGs, para dos condiciones de generación eólica (en cada caso): viento máximo y viento
promedio. A continuación en la Tabla 15 se identifican los casos de estudio.
Tabla 15: Casos de estudio de FC de la Red Interna del PEP
TENSION NOMINAL EN 115kV
1.00 en pu
Viento Máximo
(potencia máxima)
Viento Promedio
(potencia promedio)
42 AG
Caso 1.1
Caso 1.2
54 AG
Caso 2.1
Caso 2.2
76 AG
Caso 3.1
Caso 3.2
Para estudiar el comportamiento de la Red Interna del PEP se ejecutan las corridas de FC
manteniendo la tensión de la barra de 115kV de la S/E en 1.0pu. Todas las otras condiciones
operativas así como la interacción entre la RESP y el PEP están consideradas en los resultados de FC
de la RESP, antes analizados.
Adicionalmente, para verificar el comportamiento en cuanto a las potencias activas, reactivas y factor
de potencia del PEP en todas las condiciones de funcionamiento posibles se analizan estos valores al
aplicar una rampa de viento.
VII.1.E)
RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FC DE LA RED INTERNA DEL PEP
A continuación en la Tabla 16 y Tabla 17 se muestran las tensiones en todas las barras de la red
interna del PEP para los seis casos considerados. En la Figura 41, Figura 42 y Figura 43 se muestran
estos mismos resultados en forma gráfica. Analizando el perfil de tensiones de la red interna del PEP
se puede ver que, en todos los casos analizados, las tensiones están dentro de los límites
establecidos. Es decir las caídas de voltaje son muy pequeñas, las tensiones mínimas y máximas que
se obtienen son del orden del 98% y 103% (respectivamente) de la tensión nominal (34,5kV). Como
era de esperar, las tensiones mínimas se obtienen en la condición de viento máximo (máxima
generación).
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Dado que los generadores del PEP son máquinas de inducción las tensiones de la red interna del PEP
dependen únicamente de la tensión de la barra de 115kV (y como consecuencia de las
compensaciones capacitivas que dispone cada AG del PEP). Es decir, mientras el operador de la RESP
mantenga un nivel de tensión adecuado de voltaje en la S/E JUDIBANA y por ende en la S/E PEP el
parque no tendrá, desde el punto de vista de las tensiones, ningún problema de operación.
En la Figura 44, Figura 45 y Figura 46 se muestran las potencias aparente (S), activa (P) y reactiva
para cada grupo de AGs del PEP así como de los transformadores de potencia de la S/E PEP, para
todos los casos analizados.
En la Figura 47 y Figura 48 se muestra la potencia activa y reactiva del PEP así como el factor de
potencia ante una rampa de viento que fuerza a que el sistema pase por todas las potencias posibles.
En la Figura 49 se puede ver el factor de potencia del PEP contra la potencia activa que entrega el
parque.
En la zona de operación nominal del PEP el factor de potencia es mayor al 90% y mantiene un factor
de potencia superior al 80% cuando las potencias son superiores a los 20MW generados. El consumo
máximo de potencia reactiva del parque es del orden de los -30MVAr (cuando el PEP entrega
100MW). En las simulaciones realizadas se considera que toda la compensación de los AGs está
conectada.
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GRUPO 4
GRUPO 3
GRUPO 2
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Tabla 16: Tensiones de la Red Interna del PEP (primeros 4 grupos de AGs)
MAYO 2011
NOVIEMBRE 2011
FEBRERO 2012
NODO Viento Promedio Viento máximo Viento Promedio Viento máximo Viento Promedio Viento máximo
34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V
AG11 1,017
1,024
0,995
0,993
1,020
1,027
0,995
0,993
1,018
1,026
0,995
0,993
AG12 1,019
1,026
0,997
0,996
1,020
1,028
0,997
0,996
1,020
1,027
0,997
0,996
AG13 1,020
1,027
1,000
0,999
1,020
1,028
1,000
0,999
1,021
1,029
1,000
0,999
AG14 1,023
1,030
1,004
1,003
1,021
1,029
1,004
1,003
1,024
1,031
1,004
1,003
AG15 1,025
1,032
1,008
1,007
1,021
1,029
1,008
1,007
1,026
1,033
1,008
1,007
AG16 1,027
1,034
1,011
1,010
1,022
1,030
1,011
1,010
1,027
1,034
1,011
1,010
AG31 1,032
1,039
1,019
1,019
1,023
1,031
1,019
1,019
1,032
1,039
1,019
1,019
AG32 1,031
1,038
1,018
1,018
1,023
1,031
1,018
1,018
1,031
1,039
1,018
1,018
AG33 1,030
1,037
1,017
1,016
1,023
1,031
1,017
1,016
1,030
1,038
1,017
1,016
AG01 1,007
1,013
0,978
0,975
1,017
1,025
0,978
0,975
1,009
1,016
0,978
0,975
AG02 1,009
1,015
0,981
0,978
1,017
1,025
0,981
0,978
1,011
1,018
0,981
0,978
AG03 1,010
1,017
0,983
0,981
1,018
1,026
0,983
0,981
1,012
1,019
0,983
0,981
AG04 1,012
1,018
0,986
0,984
1,018
1,026
0,986
0,984
1,014
1,021
0,986
0,984
AG05 1,014
1,021
0,990
0,988
1,019
1,027
0,990
0,988
1,016
1,023
0,990
0,988
AG06 1,017
1,023
0,994
0,992
1,019
1,027
0,994
0,992
1,018
1,025
0,994
0,992
AG07 1,018
1,025
0,997
0,995
1,020
1,028
0,997
0,995
1,020
1,027
0,997
0,995
AG08 1,020
1,026
0,999
0,998
1,020
1,028
0,999
0,998
1,021
1,028
0,999
0,998
AG09 1,020
1,027
1,001
0,999
1,020
1,028
1,001
0,999
1,021
1,029
1,001
0,999
AG10 1,021
1,028
1,001
1,000
1,020
1,028
1,001
1,000
1,022
1,029
1,001
1,000
AG17 1,007
1,014
0,979
0,976
1,017
1,025
0,979
0,976
1,010
1,017
0,979
0,976
AG18 1,009
1,016
0,981
0,979
1,018
1,025
0,981
0,979
1,011
1,018
0,981
0,979
AG19 1,011
1,017
0,984
0,982
1,018
1,026
0,984
0,982
1,013
1,020
0,984
0,982
AG20 1,012
1,019
0,987
0,985
1,018
1,026
0,987
0,985
1,014
1,021
0,987
0,985
AG21 1,015
1,021
0,991
0,989
1,019
1,027
0,991
0,989
1,016
1,023
0,991
0,989
AG22 1,017
1,024
0,995
0,993
1,019
1,027
0,995
0,993
1,018
1,025
0,995
0,993
AG23 1,019
1,025
0,998
0,996
1,020
1,028
0,998
0,996
1,020
1,027
0,998
0,996
AG24 1,020
1,027
1,000
0,998
1,020
1,028
1,000
0,998
1,021
1,028
1,000
0,998
AG25 1,021
1,028
1,001
1,000
1,020
1,028
1,001
1,000
1,022
1,029
1,001
1,000
AG26 1,021
1,028
1,002
1,001
1,020
1,028
1,002
1,001
1,022
1,029
1,002
1,001
AG27 1,018
1,025
0,996
0,995
1,020
1,028
0,996
0,995
1,019
1,027
0,996
0,995
AG28 1,020
1,027
0,999
0,998
1,020
1,028
0,999
0,998
1,021
1,028
0,999
0,998
AG29 1,021
1,028
1,002
1,000
1,021
1,028
1,002
1,000
1,022
1,030
1,002
1,000
AG30 1,024
1,031
1,006
1,005
1,021
1,029
1,006
1,005
1,025
1,032
1,006
1,005
AG47 1,029
1,036
1,014
1,013
1,022
1,030
1,014
1,013
1,029
1,036
1,014
1,013
AG48 1,030
1,037
1,017
1,016
1,023
1,031
1,017
1,016
1,030
1,038
1,017
1,016
AG49 1,032
1,039
1,019
1,019
1,023
1,031
1,019
1,019
1,032
1,039
1,019
1,019
AG50 1,033
1,039
1,020
1,020
1,023
1,031
1,020
1,020
1,032
1,040
1,020
1,020
AG51 1,033
1,040
1,021
1,021
1,023
1,031
1,021
1,021
1,033
1,040
1,021
1,021
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
86/300
UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNINDES
USB
FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
GRUPO 8
GRUPO 7
GRUPO 6
GRUPO 5
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
Tabla 17: Tensiones de la Red Interna del PEP (segundo 4 grupos de AGs)
MAYO 2011
NOVIEMBRE 2011
FEBRERO 2012
NODO Viento Promedio Viento máximo Viento Promedio Viento máximo Viento Promedio Viento máximo
34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V 34.5 kV 690 V
AG34 1,001
1,008
1,000
0,998
1,007
1,015
0,997
0,995
1,011
1,018
0,982
0,980
AG35 1,002
1,008
1,000
0,999
1,008
1,015
0,999
0,998
1,013
1,020
0,985
0,983
AG36 1,002
1,009
1,001
1,000
1,008
1,016
1,002
1,001
1,015
1,022
0,988
0,986
AG37 1,002
1,009
1,001
1,000
1,009
1,016
1,005
1,004
1,016
1,023
0,990
0,988
AG38
1,009
1,017
1,009
1,008
1,018
1,025
0,995
0,993
AG39
1,010
1,017
1,013
1,012
1,020
1,027
0,998
0,997
AG40
1,010
1,018
1,016
1,015
1,022
1,029
1,001
1,000
AG41
1,010
1,018
1,018
1,017
1,023
1,030
1,003
1,002
AG42
1,011
1,018
1,019
1,019
1,024
1,031
1,005
1,004
AG43
1,011
1,018
1,020
1,020
1,024
1,031
1,005
1,004
AG52
1,007
1,015
0,997
0,995
1,014
1,021
0,986
0,984
AG53
1,008
1,015
0,998
0,997
1,015
1,022
0,989
0,987
AG54
1,008
1,016
1,000
0,998
1,017
1,024
0,992
0,990
AG55
1,008
1,016
1,001
1,000
1,018
1,025
0,994
0,992
AG56
1,008
1,016
1,002
1,001
1,020
1,028
0,998
0,997
AG57
1,008
1,016
1,003
1,002
1,022
1,030
1,002
1,001
AG58
1,024
1,031
1,005
1,004
AG59
1,025
1,032
1,007
1,006
AG60
1,026
1,033
1,009
1,008
AG61
1,026
1,034
1,009
1,009
AG44
1,039
1,046
1,031
1,032
AG45
1,038
1,046
1,031
1,031
AG46
1,037
1,045
1,029
1,029
AG62
1,024
1,031
1,005
1,004
AG63
1,026
1,033
1,008
1,007
AG64
1,027
1,034
1,010
1,009
AG65
1,029
1,037
1,014
1,014
AG66
1,031
1,039
1,018
1,018
AG67
1,033
1,040
1,021
1,021
AG68
1,019
1,026
0,995
0,994
AG69
1,020
1,027
0,998
0,997
AG70
1,022
1,029
1,001
0,999
AG71
1,024
1,031
1,005
1,004
AG72
1,026
1,033
1,009
1,008
AG73
1,028
1,035
1,011
1,011
AG74
1,029
1,036
1,014
1,013
AG75
1,029
1,037
1,015
1,015
AG76
1,030
1,037
1,016
1,015
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
87/300
UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNINDES
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FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
PERFIL DE TENSIONES DE LA RED INTERNA DEL PEP - MAYO 2011
1,060
TENSIONES EN POR UNIDAD
1,040
1,020
1,000
0,980
0,960
AG11
AG12
AG13
AG14
AG15
AG16
AG31
AG32
AG33
AG01
AG02
AG03
AG04
AG05
AG06
AG07
AG08
AG09
AG10
AG17
AG18
AG19
AG20
AG21
AG22
AG23
AG24
AG25
AG26
AG27
AG28
AG29
AG30
AG47
AG48
AG49
AG50
AG51
AG34
AG35
AG36
AG37
0,940
BARRAS DE LA RED INTERNA DEL PEP
Viento Promedio
Viento máximo
Figura 41: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP - Mayo 2011 (viento promedio y máximo)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
88/300
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
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FUNDACION DE
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
PERFIL DE TENSIONES DE LA RED INTERNA DEL PEP - NOVIEMBRE 2011
1,060
TENSIONES EN POR UNIDAD
1,040
1,020
1,000
0,980
0,960
0,940
BARRAS DE LA RED INTERNA DEL PEP
Viento Promedio
Viento máximo
Figura 42: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP – Nov. 2011 (viento promedio y máximo)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
89/300
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FUNDACION DE
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EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
PERFIL DE TENSIONES DE LA RED INTERNA DEL PEP - FEBRERO 2012
1,050
1,040
TENSIONES EN POR UNIDAD
1,030
1,020
1,010
1,000
0,990
0,980
0,970
0,960
0,950
AG75
AG73
AG71
AG69
AG67
AG65
AG63
AG46
AG44
AG60
AG58
AG56
AG54
AG52
AG42
AG40
AG38
AG36
AG34
AG50
AG48
AG30
AG28
AG26
AG24
AG22
AG20
AG18
AG10
AG08
AG06
AG04
AG02
AG33
AG31
AG15
AG13
AG11
0,940
BARRAS DE LA RED INTERNA DEL PEP
Viento Promedio
Viento máximo
Figura 43: Perfil de tensiones de la Red interna del PEP - Febrero 2012 (viento promedio y máximo)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
90/300
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EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
POTENCIA APARENTE QUE ENTREGA CADA GRUPO DE AG Y TRX
(TODOS LOS CASOS)
POTENCIA APARENTE EN MVA
30,00
25,00
20,00
Caso 1.1
Caso 1.2
Caso 2.1
15,00
Caso 2.2
Caso 3.1
Caso 3.2
10,00
5,00
0,00
GR01
GR02
GR03
GR04
GR05
GR06
GR07
GR08
T1
T2
T3
T4
GRUPOS DE AGs Y TRANSFORMADORES DE LA S/E PEP
Figura 44: Potencia aparente de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
91/300
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNDACION DE
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
POTENCIA ACTIVA QUE ENTREGA CADA GRUPO DE AG Y TRX
(TODOS LOS CASOS)
30,00
POTENCIA ACTIVA EN MW
25,00
20,00
Caso 1.1
Caso 1.2
Caso 2.1
15,00
Caso 2.2
Caso 3.1
Caso 3.2
10,00
5,00
0,00
GR01
GR02
GR03
GR04
GR05
GR06
GR07
GR08
T1
T2
T3
T4
GRUPOS DE AGs Y TRANSFORMADORES DE LA S/E PEP
Figura 45: Potencia activa de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
92/300
UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
FUNINDES
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNDACION DE
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
POTENCIA REACTIVA QUE ENTREGA CADA GRUPO DE AG Y TRX
(TODOS LOS CASOS)
6,00
POTENCIA REACTIVA EN MVAR
4,00
2,00
Caso 1.1
Caso 1.2
0,00
GR01
GR02
GR03
GR04
GR05
GR06
GR07
GR08
T1
T2
T3
T4
Caso 2.1
Caso 2.2
Caso 3.1
-2,00
Caso 3.2
-4,00
-6,00
-8,00
GRUPO DE AGs Y TRANSFORMADORES DE LA S/E PEP
Figura 46: Potencia reactiva de cada grupo de AGs y TRX de la S/E PEP (todos los casos)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
93/300
UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
FUNINDES
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNDACION DE
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Y DESARROLLO
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
POTENCIA ACTIVA Y POTENCIA REACTIVA (RAMPA DE VIENTO)
120
100
P (MW) y Q (MVAR)
80
60
40
P Total
Q Total
20
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
-20
-40
-60
Tiempo en ms
Figura 47: Potencia activa y reactiva del PEP contra el tiempo ante una rampa de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
94/300
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
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FUNINDES
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
FACTOR DE POTENCIA DEL PEP CONTRA LA VELOCIDAD DEL VIENTO
1,1
FACTOR DE POTENCIA DEL PEP
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0
5
10
15
20
25
VELOCIDAD DE VIENTO (m/s)
Figura 48: Factor de potencia del PEP contra el tiempo ante una rampa de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
95/300
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UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
FUNINDES
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FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB.
Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
FACTOR DE POTENCIA DEL PEP CONTRA LA POTENCIA ACTIVA QUE
ENTREGA EL PARQUE
1,2
POTENCIA ACTIVA
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0
20
40
60
80
100
120
POTENCIA ACTIVA DEL PEP
Figura 49: Factor de potencia contra la potencia activa del PEP
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VII.2)
VII.2.A)
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS (AC)
ALCANCES Y METODOLOGÍA UTILIZADA
Los estudios de FC permite analizar las condiciones de operación en RP del sistema en cuanto a las
tensiones y corrientes así como los flujos de potencias (activas y reactivas). Cuando este análisis se
hace para todas las condiciones anormales o de emergencia de la red eléctrica se conoce como
estudio de contingencias. En general los estudios de contingencia pueden considerar uno (N-1) o más
elementos (N-X) fuera de servicio en la red (ya sea por falla o por mantenimiento). Para realizar el
presente estudio se utilizó la herramienta de análisis DIGSILENT Power Factory (versión 14).
El estudio se realiza siguiendo el siguiente procedimiento:
1. Se elimina un elemento de la red (línea, transformador o generador, Figura 50), y se ejecuta
un flujo de carga para observar el impacto en la operación en RP del sistema: sobrecargas de
líneas o transformadores y tensiones fuera de rango. Si la condición del estudio es “N-1”, se
elimina un solo elemento a la vez. En este caso habrá tantas ejecuciones de FC como
elementos tenga la red.
2. Si se quiere hacer un análisis de contingencia N-2: con un elemento fuera de servicio, se
elimina otro (dos elementos simultáneamente). En este caso el número de ejecuciones de flujo
de carga son todas las combinaciones de tener uno y/o dos elementos fuera de servicio.
3. En el caso del estudio de la RESP son cerca de 200 contingencias (N-1) en todo el sistema
incluyendo el parque eólico. Esto para cada caso, escenario y etapa de construcción del parque
genera unas 14000 ejecuciones de flujos de carga.
4. El estudio de contingencia (N-1) en los casos de la RESP aislada del SIN si bien se podrían
considerar como casos con doble contingencia o “N-2”, esto no es exactamente así: el caso de
partida (el caso base), cuando no está la conexión ISIRO-PF2, la operación automática de los
cambiadores de tomas y reguladores de la RESP han actuado y el sistema está operando de
forma aislada con todos los ajustes realizados.
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Figura 50: Ejemplo de red con un elemento fuera de servicio (falla o mantenimiento)
En general, el análisis de contingencias permite:
Obtener los perfiles de tensión de la red y determinar los voltajes que están fuera de los
límites establecidos en condiciones de contingencia.
Verificar las posibles sobrecargas en la red eléctrica en condiciones de emergencia o
contingencia. Verificar la posible superación de los límites de transmisión de régimen
permanente en el sistema
Los resultados del análisis de contingencia dependen fuertemente de la condición inicial: topología
inicial y situación de generación/demanda de la red. Por lo tanto en primer lugar se deben definir los
casos bases a ser analizados.
Las premisas del estudio son las siguientes:
1. Se considerará contingencia simple: N-1. Sin embargo en los casos cuando la RESP opera
aislada del SIN y se hace el análisis de contingencias simple N-1, en realidad se está
considerando una contingencia N-2 (haciendo la salvedad de que si bien la red está en
emergencia, han actuado los reguladores y cambiadores de tomas bajo carga de la RESP).
2. En condiciones de emergencia se aceptarán tensiones en el rango: - 8% y +7% del nominal.
3. En condiciones de contingencia aceptarán sobrecargas de hasta un 20%: 120% de la carga
nominal.
VII.2.B)
CASOS DE ESTUDIO
Se han seleccionado un grupo de casos representativos de cada una de las fases de instalación del
PEP (mayo 2011, noviembre 2011 y febrero 2012).
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Los casos a ser considerados son los más desfavorables en cuanto a la demanda de la RESP
(demanda máxima) y los más probables desde el punto de vista de la generación: velocidad de viento
promedio y dos máquinas operando en Josefa Camejo
A continuación se indican los casos bases a ser analizados mediante análisis de contingencia. Tal
como se ha mencionado, en los casos A, la RESP está conectada al SIN y se hace el análisis de
contingencia N-1 (un elemento fallado o en mantenimiento). Igualmente se hace el análisis para
algunos de los casos B, donde la RESP está aislada del SIN y por lo tanto al hacer el análisis de
contingencia N-1, se debe considerar que el nexo ISIRO-PF2 está abierto y por lo tanto es una
contingencia (N-2 o N-3 según se considere).
CASOS CON LA RESP EN DEMANDA MÁXIMA Y CONECTADA AL SIN
o
Caso A-1.1: Viento promedio de Mayo 2011.
o
Caso A-2.1: Viento promedio de Noviembre 2011.
o
Caso A-3.1: Viento promedio de Febrero 2012.
CASOS CON LA RESP EN DEMANDA MÁXIMA Y AISLADA DEL SIN
VII.2.C)
o
Caso B-1.1: Viento promedio de Mayo 2011.
o
Caso B-2.1: Viento promedio de Noviembre 2011.
o
Caso B-3.1: Viento promedio de Febrero 2012.
RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CONTIGENCIAS
A continuación en la
Tabla 18 se muestra un resumen de los resultados obtenidos para el Caso A-1.1. En la tabla se
indican las barras y las tensiones tanto del caso base como las que están fuera de los límites
establecidos (en contingencia), así como la línea o transformador que está fuera de servicio. También
se indica en la tabla la contingencia que causa que el flujo de carga no converja y por lo tanto la red
no es factible bajo dicha condición. Las fallas más críticas son la salida de las líneas de PLANTA
CENTRO-ISIRO (230kV) y la salida de los generadores de la planta Josefa Camejo. En la Tabla 19 se
indican las líneas y transformadores que se sobrecargan en cada caso así como los niveles de carga
en el caso base (previo a cualquier contingencia).
En la Tabla 20 se muestra un resumen de los resultados obtenidos para el Caso A-2.1. En la tabla se
indican las barras y las tensiones tanto del caso base como las que están fuera de los límites
establecidos (en contingencia), así como la línea o transformador que está fuera de servicio. En la
tabla se muestra también la contingencia que causa que el flujo de carga no converja. Al igual que en
el caso anterior las fallas más críticas son la salida de las líneas de PLANTA CENTRO-ISIRO (230kV) y
la salida de los generadores de la planta Josefa Camejo. También resulta crítica la salida de los
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transformadores 230/115kV de la S/E ISIRO. En la Tabla 21 se indican las líneas y transformadores
que se sobrecargan en cada caso así como los niveles de carga en el caso base (previo a cualquier
contingencia).
Analizando los resultados del caso A-3.1 que se muestran en la Tabla 22 y Tabla 23 se pueden hacer
comentarios muy similares a los de los dos casos anteriores.
El resultado del análisis de contingencias para los Casos B, con la RESP aislada del SIN, arroja mejores
resultados que en los casos anteriores. Esto sucede, como se ha dicho antes, porque los casos de
partida (casos bases), cuando no está la conexión ISIRO-PF2, están ajustados los cambiadores de
tomas y reguladores de la RESP y el sistema opera de forma aislada con todos los ajustes realizados.
Adicionalmente, cuando la RESP está aislada del SIN, las fallas más impactantes sobre la red (PLANTA
CENTRO, ISIRO, etc.) no afectan porque el sistema está desconectado del SIN. En la Tabla 24 se
indican las líneas y transformadores que se sobrecargan en el Caso B.2.1, que son las líneas
JUDIBANA-JOSEFA CAMEJO 115kV. Se debe resaltar que la salida de cualquiera de los dos
generadores de la planta JOSEFA CAMEJO o de la generación de la S/E PF1 hace que el sistema no
sea factible (el FC no converge).
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Tabla 18: Análisis de contingencias a partir del Caso A.1.1 - Tensiones fuera de rango
Barra
BP1
BP1 S1
BP1 S2
BP2
BP2 S1
BP2 S2
Isiro 115kV
Isiro 230kV
Josefa Camejo 115kV
Judibana 115kV
Judibana 13.8kV 1
Judibana 13.8kV 2
Los Taques 115kV
Los Taques 13.8 kV
Pto Fijo I 115kV
Pto Fijo IV 115kV
Pueblo Nuevo 115kV
Pueblo Nuevo 13.8 kV 1
Pueblo Nuevo 13.8 kV 2
Punto Fijo 2 115kV
Punto Fijo I 13.8kV 1a
Punto Fijo I 13.8kV 1b
Punto Fijo I 13.8kV 2a
Punto Fijo I 13.8kV 2b
Punto Fijo I 13.8kV Gen #7-13
Punto Fijo I 34.5kV
Punto Fijo II 13.8kV
Punto Fijo II 34.5kV
Punto Fijo IV 13.8kV 1
Punto Fijo IV 13.8kV 2
Planta Centro- Isiro L2
Planta Centro- Isiro L1
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
ElementoFallado
Ninguno (RED NORMAL)
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.1.1 - TENSIONES FUERA DE RANGO
Tensión (p.u.)
Rango ACEPTABLE en CONTINGENCIA entre 0,92 pu y 1,07 pu (- 8% y +7%)
0,97
0,87
0,87
0,99
0,88
0,88
0,99
0,88
0,88
0,97
0,87
0,87
0,99
0,88
0,88
0,99
0,88
0,88
0,99
0,82
0,82
0,82
0,96
0,79
0,79
0,78
0,98
0,88
0,88
0,97
0,88
0,88
0,97
0,85
0,85
1,02
0,90
0,90
0,97
0,87
0,87
0,97
0,86
0,86
0,96
0,86
0,86
0,97
0,87
0,87
0,96
0,86
0,86
0,98
0,87
0,87
0,98
0,87
0,87
0,97
0,86
0,86
0,97
0,84
0,84
1,01
0,88
0,88
0,97
0,84
0,84
0,97
0,84
0,84
1,01
0,90
0,90
0,97
0,85
0,85
0,95
0,84
0,84
0,95
0,84
0,84
0,99
0,88
0,88
0,99
0,88
0,88
La falla de estos elementos hace que el flujo de carga no converga
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Tabla 19: Análisis de contingencias a partir del Caso A.1.1 – Sobrecarga de líneas y TRX
Nexo
Isiro AT1
Isiro AT3
Isiro AT2
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
TR Punto Fijo I 13.8kV T1
TR Punto Fijo I 13.8kV T2
TR Punto Fijo I 13.8kV T3
TR Punto Fijo I 13.8kV T4
TR Punto Fijo I 34.5kV T1
99
143
143
75
126
75
126
65
65
120
120
120
120
120
120
120
120
104
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
119
La falla de estos elementos hace que el flujo de carga no converga
Carga (%)
192
192
145
145
145
145
141
141
138
138
122
122
138
138
138
138
137
137
120
140
124
120
120
120
120
124
124
124
124
120
120
120
120
120
120
120
120
124
124
124
Barra
Isiro 115kV
Isiro 230kV
Punto Fijo I 13.8kV 1a
Punto Fijo I 13.8kV 2a
Punto Fijo I 13.8kV 2b
TRX gen #7-13
Planta Centro- Isiro L2
Planta Centro- Isiro L1
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
Ninguno
Tabla 20: Análisis de contingencias a partir del Caso A.2.1 - Tensiones fuera de rango
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.2.1 - TENSIONES FUERA DE RANGO
Elemento Fallado
Tensión (p.u.)
Rango ACEPTABLE en CONTINGENCIA entre 0,92 pu y 1,07 pu (- 8% y +7%)
0,96
0,95
0,96
0,96
0,96
La falla de estos elementos hace que el flujo de carga no converga
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TRX gen #7-13
Punto Fijo 2 - Judibana
(Vieja)
Punto Fijo 2 - Judibana
(Nueva)
Punto Fijo 1 - Punto
Fijo 4 L2
Punto Fijo 1 - Punto
Fijo 4 L1
Planta Centro- Isiro L2
Planta Centro- Isiro L1
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
Josefa Camejo - Punto
Fijo 4 L2
Josefa Camejo - Punto
Fijo 4 L1
Isiro - Punto Fijo 2
(Vieja(
Isiro AT3
Isiro AT2
Isiro AT1
Nexo Fallado
El Isiro - Punto Fijo 2
(Nueva)
Caso Base
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.1.1 - SOBRECARGA DE LÍNEAS Y TRX
0,89
0,88
0,92
0,92
0,92
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Tabla 21: Análisis de contingencias a partir del Caso A.2.1 – Sobrecarga de líneas y TRX
TRX gen #7-13
Planta Centro- Isiro L2
Planta Centro- Isiro L1
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
Isiro AT3
Isiro AT2
Nexo Fallado
Isiro AT1
Caso Base
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.2.1 - SOBRECARGA DE LÍNEAS Y TRX
Carga (%)
Nexo
Isiro AT1
Isiro AT2
Isiro AT3
100
148
148
89
141
133
89
141
133
La falla de estos elementos hace que el flujo de carga no converga
143
128
128
Tabla 22: Análisis de contingencias a partir del Caso A.3.1 - Tensiones fuera de rango
Barra
Isiro 115kV
Isiro 230kV
Judibana 13.8kV 1
Los Taques 13.8 kV
Pto Fijo I 115kV
Pto Fijo IV 115kV
Pueblo Nuevo 115kV
Pueblo Nuevo 13.8 kV 1
Pueblo Nuevo 13.8 kV 2
Punto Fijo 2 115kV
Punto Fijo I 13.8kV 1a
Punto Fijo I 13.8kV 2a
Punto Fijo I 13.8kV 2b
Punto Fijo I 34.5kV
Punto Fijo II 13.8kV
Punto Fijo II 34.5kV
Planta Centro -Isiro L2
Planta Centro- Isiro L1
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
Elemento Fallado
Ninguno
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.3.1 - TENSIONES FUERA DE RANGO
Tensión (p.u.)
Rango ACEPTABLE en CONTINGENCIA entre 0,92 pu y 1,07 pu (- 8% y +7%)
1,02
0,91
0,89
0,96
0,87
0,87
0,84
0,83
0,97
0,91
0,91
0,99
0,92
0,92
0,97
0,91
0,91
0,98
0,92
0,92
0,97
0,91
0,91
0,98
0,92
0,92
0,98
0,92
0,92
0,97
0,91
0,91
0,99
0,91
0,91
0,99
0,91
0,91
0,99
0,91
0,91
0,99
0,92
0,92
0,98
0,91
0,91
0,98
0,91
0,91
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Tabla 23: Análisis de contingencias a partir del Caso A.3.1 – Sobrecarga de líneas y TRX
Josefa Camejo TRX 2
TRX gen #7-13
91
Josefa Camejo TRX 1
Nexo
Isiro AT1
Isiro AT3
Nexo Fallado
Isiro AT2
Caso Base
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO A.3.1 - SOBRECARGA DE LÍNEAS Y TRX
129
Carga (%)
129
163
163
130
Tabla 24: Análisis de contingencias a partir del Caso B.2.1 – Sobrecarga de líneas y TRX
Nexo
Judibana - Josefa Camejo 1
Judibana - Josefa Camejo 2
VII.3)
VII.3.A)
TRX gen #7-13
Josefa Camejo TRX 2
Josefa Camejo TRX 1
Judibana - Josefa
Camejo 2
Judibana - Josefa
Camejo 1
Nexo Fallado
Caso Base
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS A PARTIR DEL CASO B.2.1 - SOBRECARGA DE LÍNEAS Y TRX
Carga (%)
120
62
62
120
La falla de estos elementos hace que el flujo de carga no converga
ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO (CC)
ALCANCES Y METODOLOGÍA UTILIZADA
Para realizar este estudio se utilizó la herramienta de análisis DIGSILENT Power Factory (versión 14).
La finalidad y alcances de los estudios de CC son los siguientes:
1. Determinar los Niveles de CC (NCC) de la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná en los niveles
de tensión de 230kV, 115kV, 34.5kV y 13.8kV (diagrama unifilar de la Figura 5). Analizar el
impacto que tiene la incorporación del Parque Eólico Paraguaná, en sus diferentes fases de
entrada en servicio, sobre los NCC de la RESP.
2. Calcular los NCC de la red interna del Parque Eólico Paraguaná en los niveles de 34,5kV así
como de las barras principales la S/E PEP, en los niveles de 115kV y 34,5kV.
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El estudio de CC ha permitido también validar las bases de datos desarrolladas en DIGSILENT Power
Factory. Se han verificado la coherencia de los parámetros y modelos a usados en los diferentes
estudios. La validación se ha realizado comparando los NCC actuales de la red (en base a la
información suministrada por CADAFE/CORPOELEC) con los obtenidos mediante las simulaciones
realizadas.
El método utilizado para determinar los NCC es el descrito en la norma IEC 60909, mediante el
programa de cálculo DIGSILENT Power Factory (versión 14).
Usando los casos y la base de datos desarrollada en DIGSILENT se pueden determinar los NCC
aplicando otras metodologías y/o considerando cualquier otra condición requerida, no contemplada en
este estudio.
VII.3.B)
CASOS DE ESTUDIO DE CC DE LA RESP
A continuación se describen los casos a ser analizados en el estudio de CC de la RESP ante la
incorporación del Parque Eólico Paraguaná:
1. Se consideran las tres etapas contempladas en la fase de instalación del PEP: mayo del 2010
(42 AGs), noviembre del 2010 (54 AGs) y febrero del 2011 (76 AGs).
2. Para calcular los niveles de CC máximos y mínimos posibles se consideran las siguientes
condiciones de generación:
a. La planta Josefa Camejo (PUNTO FIJO II) con uno (1) y tres (3) generadores en
operación.
b.
La planta IPP-GENEVAPCA desconectada y conecta a la RESP (con un generador)
c. La S/E PUNTO FIJO I con toda la generación disponible (cinco generadores).
d. El Parque Eólico Paraguaná con todos sus generadores conectados, en las distintas
fases antes mencionadas.
Los casos de estudio de CC planteados, que se describen e identifican en la Tabla 25, han sido
seleccionados para determinar los NCC máximos y mínimos esperados y también para analizar el
impacto de la incorporación del PEP, en sus diferentes fases, sobre los Niveles de CC del sistema.
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FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
FUNINDES
USB
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
Tabla 25: Casos para el estudio de CC (14 condiciones de generación consideradas)
CASOS DE ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO (14 CONDICIONES)
GENERACIÓN
IDENTIFICACIÓN DEL CASO
Con conexión
ISIRO-PUNTO
FIJO II
Sin conexión
ISIRO-PUNTO
FIJO II
Nota 1:
Nota 2:
Nota 3:
Nota 4:
Nota 5:
VII.3.C)
Número
Fecha
Nombre
1
jun-2010
Caso CC -1
PUNTO FIJO III
(Josefa Camejo)
3 GEN
1 GEN
PARQUE EÓLICO
PARAGUANÁ
S/GEN
2
feb-2012
Caso CC -2
3 GEN
1 GEN
76 AG
3
nov-2011
Caso CC -3
3 GEN
1 GEN
54 AG
4
may-2011
Caso CC -4
3 GEN
1 GEN
42 AG
5
feb-2012
Caso CC -5
3 GEN
S/GEN
76 AG
6
nov-2011
Caso CC -6
3 GEN
S/GEN
54 AG
7
may-2011
Caso CC -7
3 GEN
S/GEN
42 AG
8
feb-2012
Caso CC -8
1 GEN
1 GEN
76 AG
9
nov-2011
Caso CC -9
1 GEN
1 GEN
54 AG
10
may-2011
Caso CC -10
1 GEN
1 GEN
42 AG
11
feb-2012
Caso CC -11
1 GEN
S/GEN
76 AG
12
nov-2011
Caso CC -12
1 GEN
S/GEN
54 AG
13
may-2011
Caso CC -13
1 GEN
S/GEN
42 AG
14
jun-2010
Caso CC -14
1 GEN
S/GEN
S/GEN
IPP (GENEVAPCA)
Nota 1
Nota 2
Nota 3
Nota 4
Nota 5
La generación en Punto Fijo I se considera siempre conectada (5 x 20 MW)
Caso 1: Caso base para determinar el máximo NCC sin el PEP (ACTUAL)
Caso 2: Caso para determinar el máximo NCC con el PEP (FUTURO)
Caso 13: Caso para determinar el mínimo NCC con el PEP (42 AG)
Caso 14: Caso base para determinar el mínimo NCC sin el PEP (ACTUAL)
RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RESP
Como se ha dicho, los casos planeados permiten determinar los niveles máximos y mínimos de CC
trifásico del sistema, en todas las barras, ante la incorporación del Parque Eólico Paraguaná. Se han
incluido casos adicionales que permiten analizar el incremento de los NCC a medida que se incluyen
aerogeneradores y máquinas al sistema.
1. En la Tabla 26 se muestran los resultados obtenidos en cuanto a los Niveles de CC trifásicos en
todos los casos y para todas las barras del sistema.
2. En la Figura 51 y Figura 52 se muestran los NCC en todas las barras del sistema para todos los
casos analizados (descritos en la Tabla 25). En las figuras se resaltan los NCC de la barra de
115kV del PEP.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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a. Los NCC máximos se obtienen con la RESP conectada al SIN, considerando la
capacidad máxima de generación y con los 76 AGs del parque conectados (Caso 2).
b. A medida que se va eliminando generadores de la red o se van desconectando AGs del
PEP los niveles de CC se hacen menores.
3. Los Casos 1 y 14 corresponden a los casos límite (superior e inferior respectivamente) sin el
PEP conectado a la RESP.
4. El Caso 1 se corresponde con la situación en la que estará el sistema antes de la entrada del
PEP: RESP conectada al SIN (sistema con la máxima generación prevista justo antes de la
entrada en servicio de la S/E PEP). Este caso muestra los niveles de CC máximos sin
considerar el PEP.
5. El Caso 14 corresponde a la situación donde la RESP opera de forma aislada del SIN
(contingencia): sistema con la mínima generación prevista justo antes de la entrada en servicio
de la S/E PEP. Este caso muestra los niveles de CC mínimos sin considerar el PEP.
6. El Caso 2 corresponde al límite superior de los NCC: máxima generación en el sistema y todos
los AGs conectados.
7. En la Figura 53 se muestran los NCC máximos y mínimos (Caso 2 y 14 respectivamente) en
todas las barras de 230kV y 115kV del sistema.
8. En la Figura 54 se muestran los NCC máximos y mínimos (Caso 2 y 14) en todas las barras de
34,5kV y 13,8kV del sistema.
9. En la Tabla 27 se muestra el incremento (máximo estimado) de los NCC ante la
incorporación del PEP. El incremento de los NCC se muestran para todas las barras del
sistema considerando la diferencia entra la máxima generación en la RESP, sin el PEP (Caso 1)
y la incorporación del PEP con los 76 AGs (Caso 2).
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Tabla 26: NCC 3F de la RESP (14 condiciones)
NIVELES DE CORTOCIRCUITO DE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ EN MVA PARA TODOS LOS CASOS ANALIZADOS
C/C a ISIRO y con IPP (GENEVAPCA)
BARRA
Planta Centro 230kV
Isiro 230kV
Isiro 115kV
Pto. Fijo 2 115kV A
Judibana 115kV
Josefa Camejo 115kV
Pto Fijo IV 115kV
Pto Fijo I 115kV
Genevapca 115kV 1
BP1
Los Taques 115kV
Pueb. Nvo. 115kV
Pto. Fijo I 34.5kV
Pto. Fijo II 34.5kV
BP1 S1
BP2 S1
Pto. Fijo II 13.8kV
Judibana 13.8kV 1
Judibana 13.8kV 2
Josefa Camejo 16.5kV G1
Josefa Camejo 16.5kV G2
Josefa Camejo 16.5kV G3
Pto. Fijo IV 13.8kV 1
Pto. Fijo IV 13.8kV 2
Pto. Fijo I 13.8kV Gen #7-13
Pto. Fijo I 13.8kV 1a
Pto. Fijo I 13.8kV 1b
Pto. Fijo I 13.8kV 2a
Pto. Fijo I 13.8kV 2b
Los Taques 13.8 kV
Pueb. Nvo. 13.8 kV 1
Pueb. Nvo. 13.8 kV 2
Genevapca 16.5kV G1
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
JCA-138c
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
C/C a ISIRO y sin IPP
(GENEVAPCA)
S/C a ISIRO (aislado del
SIN) y con IPP
(GENEVAPCA)
S/C a ISIRO (aislado del SIN) y sin IPP
(GENEVAPCA)
Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Caso 6
Caso 7
Caso 8
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
MVA
7799,09
1762,49
1833,85
3540,96
3964,77
4113,70
3436,21
3517,40
1865,16
1686,00
1685,02
1118,88
319,31
633,87
192,94
306,01
306,01
2930,56
2930,56
2930,56
305,18
305,18
1632,07
305,83
305,83
305,83
305,83
182,41
258,61
258,61
1099,42
7800,10
1766,00
1839,41
3730,16
4264,19
4406,05
3622,38
3695,32
1902,64
2022,85
2021,44
1140,76
320,73
639,75
663,63
661,01
193,48
307,68
307,68
2985,00
2985,00
2985,00
306,60
306,60
1644,40
307,13
307,13
307,13
307,13
185,66
259,80
259,80
1102,77
7799,89
1765,28
1838,27
3689,59
4198,77
4342,39
3582,38
3657,25
1894,84
1942,21
1940,91
1136,20
320,44
638,53
659,43
525,08
193,36
307,33
307,33
2973,60
2973,60
2973,60
306,30
306,30
1641,84
306,86
306,86
306,86
306,86
184,97
259,55
259,55
1102,07
7799,72
1764,67
1837,31
3656,31
4145,64
4290,60
3549,62
3625,99
1888,34
1879,96
1878,74
1132,41
320,19
637,51
655,99
447,88
193,27
307,04
307,04
2964,15
2964,15
2964,15
306,06
306,06
1639,71
306,64
306,64
306,64
306,64
184,40
259,35
259,35
1101,50
7798,55
1760,68
1830,89
3456,56
4010,00
4144,75
3388,05
3379,12
1976,25
1974,90
1122,02
318,16
631,20
661,12
658,50
192,69
306,28
306,28
2936,65
2936,65
2936,65
304,81
304,81
1622,22
304,78
304,78
304,78
304,78
185,25
258,80
258,80
-
7798,31
1759,84
1829,56
3415,62
3944,59
4080,86
3347,39
3341,03
1895,60
1894,36
1117,03
317,81
629,80
656,73
522,57
192,56
305,89
305,89
2924,12
2924,12
2924,12
304,48
304,48
1619,23
304,46
304,46
304,46
304,46
184,53
258,52
258,52
-
7798,10
1759,13
1828,45
3382,04
3891,48
4028,88
3314,08
3309,75
1833,34
1832,18
1112,87
317,52
628,64
653,14
445,37
192,45
305,56
305,56
2913,72
2913,72
2913,72
304,20
304,20
1616,74
304,19
304,19
304,19
304,19
183,93
258,29
258,29
-
1937,39
2038,18
2055,20
1912,18
1982,86
1408,99
1433,49
1432,79
884,34
298,36
552,14
622,81
620,23
184,62
285,21
285,21
2294,05
285,04
285,04
1457,26
286,56
286,56
286,56
286,56
178,83
243,59
243,59
1048,29
1884,76
1972,74
1991,02
1859,80
1930,45
1388,20
1352,91
1352,28
872,11
297,14
547,74
615,20
484,29
184,13
283,89
283,89
2262,04
283,83
283,83
1447,38
285,43
285,43
285,43
285,43
177,51
242,63
242,63
1045,23
1841,61
1919,61
1938,83
1816,88
1887,42
1370,72
1290,61
1290,04
861,82
296,09
544,01
608,84
407,12
183,70
282,76
282,76
2235,15
282,81
282,81
1438,96
284,47
284,47
284,47
284,47
176,40
241,81
241,81
1042,61
1650,22
1762,62
1777,98
1645,06
1666,51
1318,29
1317,70
828,58
290,09
526,07
611,54
608,97
181,61
279,10
279,10
2147,05
278,31
278,31
1391,52
278,93
278,93
278,93
278,93
176,88
239,12
239,12
-
1597,11
1697,21
1713,55
1591,75
1614,08
1237,76
1237,24
814,20
288,45
520,50
602,82
473,04
180,94
277,40
277,40
2109,20
276,73
276,73
1378,60
277,40
277,40
277,40
277,40
175,35
237,88
237,88
-
1553,57
1644,12
1661,18
1548,08
1571,05
1175,48
1175,01
802,05
287,03
515,76
595,48
395,89
180,37
275,95
275,95
2077,31
275,37
275,37
1367,55
276,09
276,09
276,09
276,09
174,05
236,81
236,81
-
1402,60
1463,51
1482,41
1396,86
1421,43
981,20
980,88
757,39
281,59
497,89
178,13
270,35
270,35
1960,11
270,14
270,14
1325,51
271,06
271,06
271,06
271,06
169,11
232,68
232,68
-
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
Caso 9 Caso 10 Caso 11 Caso 12 Caso 13 Caso 14
108/300
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
Niveles de Cortocircuito por caso en 115 kV - C/C Isiro
8000,00
PLC-230x
7000,00
ISI-230x
ISI-115x
6000,00
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
4000,00
PF4-115x
1833,34
1895,60
1976,25
1879,96
2000,00
1942,21
1686,00
3000,00
2022,85
MVAcc
5000,00
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
1000,00
PNU-115x
0,00
Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Caso 6
Caso 7
CASO DE ESTUDIO
Figura 51: NCC 3F en los casos 1 al 7 (RESP conectada al SIN)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
109/300
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
Niveles de Cortocircuito por caso en 115 kV - S/C a Isiro
2500,00
PLC-230x
ISI-230x
PF2-115x
1000,00
JUD-115x
981,20
1175,48
1237,76
1318,29
1290,61
1352,91
ISI-115x
MVAcc
1500,00
1433,49
2000,00
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
500,00
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
0,00
Caso 8
Caso 9
Caso 10
Caso 11
Caso 12
Caso 13
Caso 14
CASO DE ESTUDIO
Figura 52: NCC 3F en los casos 8 al 14 (RESP aislada del SIN)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
110/300
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PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
Caso 2
757,39
980,88
0,00
981,20
1421,43
1396,86
1482,41
1463,51
1402,60
0
0
0
1140,76
2021,44
2022,85
1902,64
3695,32
3622,38
4406,05
4264,19
1839,41
1766,00
3730,16
7800,10
Niveles de Cortocircuito Máximos y Mínimos en las barras de 230kV y
115kV en los casos 2 y 14 (condiciones límites)
Caso 14
Figura 53: NCC 3F MÁX y MÍN (casos 2 y 14) en los niveles de 230kV y 115kV
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Niveles de Cortocircuito Máximos y Mínimos en las barras de 34,5kV y
13,8kV en los casos 2 y 14 (condiciones límites)
PEP-345a
JCA-138c
PF1-138e
PEP-345b
PF4-138a
LTQ-138x
PF2-138x
PF4-138b
PNU-138a
JUD-138a
PF1-138a
PNU-138b
1960,11
0,00
232,68
232,68
169,11
271,06
271,06
271,06
271,06
270,14
270,14
0,00
270,35
0,00
270,35
178,13
0,00
0,00
259,80
259,80
185,66
307,13
307,13
307,13
Caso 2
281,59
497,89
1102,77
1325,51
1644,40
307,13
306,60
306,60
307,68
307,68
661,01
193,48
663,63
320,73
639,75
JUD-138b
PF1-138b
IPP-138x
2985,00
2985,00
PF2-345x
JCA-138b
PF1-138d
2985,00
PF1-345x
JCA-138a
PF1-138c
Caso 14
Figura 54: NCC 3F MÁX y MÍN (casos 2 y 14) en los niveles de 34,5kV y 13,8kV
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Tabla 27: Máximo incremento en los NCC trifásicos de la RESP debido al PEP (Caso 1 y Caso 2)
BARRA
Planta Centro 230kV
Isiro 230kV
Isiro 115kV
Pto. Fijo 2 115kV A
Judibana 115kV
Josefa Camejo 115kV
Pto Fijo IV 115kV
Pto Fijo I 115kV
Genevapca 115kV 1
BP1
Los Taques 115kV
Pueb. Nvo. 115kV
Pto. Fijo I 34.5kV
Pto. Fijo II 34.5kV
BP1 S1
BP2 S1
Pto. Fijo II 13.8kV
Judibana 13.8kV 1
Judibana 13.8kV 2
Josefa Camejo 16.5kV G1
Josefa Camejo 16.5kV G2
Josefa Camejo 16.5kV G3
Pto. Fijo IV 13.8kV 1
Pto. Fijo IV 13.8kV 2
Pto. Fijo I 13.8kV Gen #7-13
Pto. Fijo I 13.8kV 1a
Pto. Fijo I 13.8kV 1b
Pto. Fijo I 13.8kV 2a
Pto. Fijo I 13.8kV 2b
Los Taques 13.8 kV
Pueb. Nvo. 13.8 kV 1
Pueb. Nvo. 13.8 kV 2
Genevapca 16.5kV G1
NCC
PLC-230x
ISI-230x
ISI-115x
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
IPP-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
PF1-345x
PF2-345x
PEP-345a
PEP-345b
PF2-138x
JUD-138a
JUD-138b
JCA-138a
JCA-138b
JCA-138c
PF4-138a
PF4-138b
PF1-138a
PF1-138b
PF1-138c
PF1-138d
PF1-138e
LTQ-138x
PNU-138a
PNU-138b
IPP-138x
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NCCCaso 2 NCCCaso 1
100
NCCCaso 1
0,01%
0,20%
0,30%
5,34%
7,55%
7,11%
5,42%
5,06%
2,01%
19,98%
19,97%
1,96%
0,44%
0,93%
0,28%
0,55%
0,55%
1,86%
1,86%
1,86%
0,46%
0,46%
0,76%
0,43%
0,43%
0,43%
0,43%
1,78%
0,46%
0,46%
0,30%
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VII.3.D)
ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RESP
Los casos analizados permiten determinar los niveles máximos y mínimos de CC trifásico del sistema,
en todas las barras, ante la incorporación del Parque Eólico Paraguaná.
1. El NCC trifásico en la barra de 115kV en del PEP va desde un valor mínimo de 981 MVA hasta
un valor máximo de 2.023 MVA ( NCC = 1042 MVA
106% de diferencia). Esta diferencia
se obtiene considerando la generación máxima (Caso 2) y mínima (Caso 14).
2. Para determinar el impacto de la incorporación de los 76 AG sobre el NCC trifásico del sistema
se deben comparar los Casos 1 y 2. Por ejemplo, tomando la barra de 115kV del PEP y
analizando las dos condiciones mencionadas:
a. Caso 1: RESP con la máxima generación y sin el PEP: 1.686 MVA
b. Caso 2: RESP con la máxima generación y con (todo) el PEP: 2.023 MVA
c. El cambio den el NCC entre las dos condiciones es de NCC = 336,85 MVA
es
decir un 20% de incremento. Este se puede considerar como el aporte máximo a los
niveles de CC de la RESP de los AGs del Parque Eólico Paraguaná.
3. Haciendo el mismo ejercicio anterior (Casos 1 y 2), pero tomando una barra más alejada del
PEP, como es la barra JUDIBANA 115kV, se obtiene:
a. Caso 1: RESP con la máxima generación y con sin el PEP: 3965 MVA
b. Caso 2: RESP con la máxima generación y con todo el PEP: 4264 MVA
c. El cambio den el NCC entre estas dos condiciones es de NCC = 300 MVA
un 7,55% de incremento).
es decir
d. Como es evidente el incremento en los NCC debido al PEP se hace menos notable a
medida que se consideran barras más alejadas al parque. Es decir, el aporte a las
corrientes de CC del PEP es mucho menor a medida que se consideran barras alejadas
eléctricamente del PEP.
4. En conclusión, se puede decir que el impacto del PEP sobre los NCC de la RESP es menor al
7,55%, que es el máximo que se obtiene en la barra de 115kV de JUDIBANA (obviamente sin
considerar las propias barras del PEP). En la Tabla 27 se muestra los incrementos porcentuales
de los NCC en todas las barras.
5. Cualquier otra condición no contemplada en este estudio puede ser calculada fácilmente
usando la base de datos desarrollada en DIGSILENT Power Factory.
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VII.3.E)
CASOS DE ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP
A continuación se describen los casos a ser analizados en el estudio de CC de la red interna Parque
Eólico Paraguaná. Los casos han sido seleccionados para determinar los NCC trifásicos máximos y
mínimos esperados en las distintas fases de construcción del PEP.
Con conexión
ISIRO-PUNTO
FIJO II
Sin conexión
ISIRO-PUNTO
FIJO II
VII.3.F)
CASOS DE ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO DE LA RED INTERNA DEL PEP
(6 CONDICIONES)
IDENTIFICACIÓN DEL
GENERACIÓN
PARQUE
PUNTO FIJO III
IPP
EÓLICO
Caso
Fecha
(Josefa Camejo)
(GENEVAPCA)
PARAGUANÁ
Caso 1
feb-2012
3 GEN
1 GEN
76 AG
NCC MÁXIMO
Caso 2
nov-2011
3 GEN
1 GEN
54 AG
Caso 3 may-2011
3 GEN
1 GEN
42 AG
Caso 4
feb-2012
1 GEN
S/GEN
76 AG
Caso 5
nov-2011
1 GEN
S/GEN
54 AG
Caso 6 may-2011
1 GEN
S/GEN
42 AG
NCC MÍNIMO
RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP
Los casos analizados permiten determinar los niveles máximos y mínimos de CC trifásico de la red, en
todas las barras, ante la incorporación del Parque Eólico Paraguaná. También se han calculado casos
adicionales que permiten analizar el incremento de los NCC a medida que se incluyen
aerogeneradores y máquinas al sistema.
1. En la Tabla 28 se muestran los resultados obtenidos en cuanto a los Niveles de CC trifásicos en
todos los casos (1 al 6) y para todas las barras de la red interna del PEP.
2. En la Figura 55 se muestran de forma gráfica los NCC máximos y mínimos de todas las barras
de la red interna del PEP.
3. En la Figura 56 se muestran los NCC máximos y mínimos en las barras de 115kV y 34,5kV de
la S/E PEP, durante las fases de entrada del PEP (mayo 2011, noviembre 2011 y febrero
2012).
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Tabla 28: NCC trifásicos de la red interna del PEP (Casos 1 al 6)
GRUPO DE AG No. 3
GRUPO DE AG No. 2
GRUPO DE AG No. 1
S/E PEP
BARRAS
PEP-1
PEP-2
B1-S1
B1-S2
B2-S1
B2-S2
AG11
AG12
AG13
AG14
AG15
AG16
AG33
AG32
AG31
AG01
AG02
AG03
AG04
AG05
AG06
AG07
AG08
AG09
AG10
AG17
AG18
AG19
AG20
AG21
AG22
AG23
AG24
CASO 1 CASO 2
feb-12
76 AG
MVAcc MVAcc
CASO 3 CASO 4
nov-11
54 AG
MVAcc MVAcc
CASO 5 CASO 6
may-11
42 AG
MVAcc MVAcc
Máx
Mín
Máx
Mín
Máx
Mín
2022,85 1942,21 1879,96 1318,29 1237,76 1175,48
2022,85 1942,21 1879,96 1318,29 1237,76 1175,48
663,63 659,43 655,99 611,54 602,82 595,48
663,63 659,43 655,99 611,54 602,82 595,48
661,01 525,08 447,88 608,97 473,04 395,89
661,01 525,08 447,88 608,97 473,04 395,89
442,00 440,42 439,10 424,61 421,33 418,49
410,98 409,68 408,59 396,94 394,25 391,90
382,72 381,65 380,75 371,36 369,14 367,20
334,85 334,12 333,50 327,36 325,85 324,52
295,50 294,98 294,54 290,48 289,43 288,51
263,09 262,72 262,40 259,67 258,93 258,28
199,46 199,30 199,15 198,16 197,86 197,58
182,77 182,64 182,53 181,83 181,60 181,40
168,31 168,21 168,12 167,63 167,45 167,29
639,81 635,86 632,63 591,89 583,77 576,91
610,06 606,48 603,54 567,45 560,12 553,90
571,42 568,33 565,79 535,44 529,12 523,73
530,87 528,29 526,15 501,28 495,97 491,42
456,62 454,87 453,40 437,20 433,57 430,42
392,17 391,00 390,01 379,63 377,19 375,07
339,44 338,64 337,97 331,23 329,59 328,14
296,90 296,35 295,87 291,40 290,26 289,26
262,44 262,04 261,69 258,64 257,84 257,13
234,19 233,90 233,64 231,51 230,93 230,41
632,72 628,86 625,69 586,07 578,13 571,43
602,07 598,59 595,73 560,87 553,74 547,70
563,10 560,12 557,66 528,50 522,39 517,18
522,82 520,33 518,27 494,44 489,33 484,94
449,74 448,05 446,64 431,15 427,66 424,64
386,70 385,58 384,62 374,69 372,35 370,30
335,19 334,42 333,77 327,31 325,72 324,33
293,58 293,04 292,58 288,28 287,19 286,22
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GRUPO
DE AG
No. 7
GRUPO DE AG No. 6
GRUPO DE AG No. 5
GRUPO DE AG No. 4
BARRAS
AG25
AG26
AG27
AG28
AG29
AG30
AG47
AG48
AG49
AG50
AG51
AG34
AG35
AG36
AG37
AG38
AG39
AG40
AG41
AG42
AG43
AG52
AG53
AG54
AG55
AG56
AG57
AG58
AG59
AG60
AG61
AG67
AG66
AG65
CASO 1 CASO 2
feb-12
76 AG
MVAcc MVAcc
CASO 3 CASO 4
nov-11
54 AG
MVAcc MVAcc
CASO 5 CASO 6
may-11
42 AG
MVAcc MVAcc
Máx
259,81
232,09
424,57
395,38
368,84
323,84
251,35
226,96
206,34
188,70
173,45
601,03
568,33
529,40
490,96
423,13
365,72
318,85
280,79
249,67
223,94
555,31
522,56
485,67
450,64
390,19
339,75
298,48
264,69
236,80
213,51
358,59
317,16
282,82
Máx
259,09
231,56
421,97
393,24
367,07
322,61
250,75
226,53
206,01
188,45
173,25
422,40
408,05
389,90
370,51
-
Máx
255,38
228,94
406,23
380,50
356,74
315,78
247,84
224,51
204,60
187,45
172,54
450,12
436,64
419,22
400,28
363,09
326,64
293,37
264,02
238,49
216,40
422,42
405,50
385,29
364,77
326,87
291,97
-
Mín
259,42
231,80
423,16
394,22
367,88
323,17
251,03
226,73
206,17
188,57
173,34
494,63
476,89
454,34
430,38
384,62
341,64
303,76
271,25
243,59
220,04
460,08
438,73
413,69
388,80
343,89
303,97
-
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Mín
256,16
229,50
409,16
382,92
358,73
317,14
248,47
224,96
204,93
187,70
172,73
559,55
532,43
499,69
466,75
407,28
355,37
311,97
276,11
246,41
221,61
521,56
493,93
462,28
431,68
377,76
331,55
292,97
260,91
234,14
211,60
349,25
310,90
278,58
Mín
254,69
228,43
403,67
378,39
355,00
314,57
247,28
224,10
204,30
187,23
172,38
377,06
366,45
352,84
337,99
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BARRAS
CASO 1 CASO 2
feb-12
76 AG
MVAcc MVAcc
CASO 3 CASO 4
nov-11
54 AG
MVAcc MVAcc
CASO 5 CASO 6
may-11
42 AG
MVAcc MVAcc
AG64
AG63
AG62
AG46
AG45
AG44
AG68
AG69
AG70
AG71
AG72
AG73
AG74
AG75
Máx
254,19
241,54
229,83
165,22
153,64
143,32
441,58
410,62
382,40
334,58
295,25
262,84
235,94
213,34
Mín
-
Máx
-
Mín
251,29
239,11
227,79
164,71
153,29
143,08
423,88
396,30
370,79
326,89
290,07
259,30
233,46
211,59
Máx
-
Mín
-
AG76
194,16
-
-
192,89
-
-
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MVAcc (máx. y mín.) en las barras de 34.5kV de la red interna de PEP
700
600
MVAcc
500
400
Máx
300
Mín
200
100
AG69
AG44
AG46
AG63
AG65
AG67
AG60
AG58
AG56
AG54
AG52
AG42
AG40
AG38
AG36
AG34
AG50
AG48
AG30
AG28
AG26
AG24
AG22
AG20
AG18
AG10
AG08
AG06
AG04
AG02
AG31
AG33
AG15
AG13
AG11
B2-S1
B1-S1
PEP-1
0
BARRA DE LA RED INTERNA DEL PEP
Figura 55: NCC 3F MÁX y MÍNen las barras de 34,5kV de la red interna del PEP
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MVAcc (máx. y mín. de las tres fases) en las barras de la S/E PEP
2500
2000
1500
MVAcc
máx Feb12
mín Feb12
máx Nov11
1000
mín Nov11
máx May11
mín May11
500
0
PEP-1
PEP-2
B1-S1
B1-S2
B2-S1
B2-S2
BARRA DE LA S/E PEP
Figura 56: NCC 3F MÁX y MÍN en 115kV y 34,5kV de la S/E PEP durante las fases de entrada del PEP
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VII.3.G)
ANÁLISIS DE RESULTADOS: ESTUDIO DE CC DE LA RED INTERNA DEL PEP
Los casos analizados permiten determinar los niveles máximos y mínimos de CC trifásico del sistema,
en todas las barras de la red interna del Parque Eólico Paraguaná.
1. En los niveles de 115kV el máximo NCC se obtiene en las barras de la S/E PEP: 2022,85
MVA, valor que coincide (como es de esperarse) con el máximo calculado en la RESP para la
misma barra.
2. En los niveles de 34,5kV el máximo NCC se obtiene en las barras de la S/E PEP: 663,63 MVA.
3. El NCC trifásico en la barra de 115kV de la S/E PEP va desde un valor mínimo de 1175,48
MVA hasta un valor máximo de 2.022,85 MVA ( NCC = 847,36 MVA
72% de
diferencia). Esta diferencia se obtiene al considerar toda la generación de la red y 76 AGs
contra la mínima generación en la red y 42 AGs conectados.
4. Para determinar el aporte a los NCC de los AGs del PEP se deben comparar los casos 1 y 3 (o
los casos 4 y 6) ya que estos dos grupos tienen la misma generación en la RESP, pero cambia
el número de AGs conectados. Por ejemplo:
a. Barra de 115kV de la S/E PEP: Caso 1: 2022,85 MVA - Caso 3: 1879,96 MVA. NCC
= 142,89 MVA
7,6% de incremento.
b. Barra de 34,5kV de la S/E PEP: Caso 1: 661,0119 MVA - Caso 3: 447,882 MVA.
NCC = 213,13 MVA
47,49% de incremento. En esta barra, en el caso 3, se
conectan aerogeneradores y por eso este incremento.
c. Si se analizan otras barras se puede ver que se producen incrementos de los NCC en
las barras donde se conectan AGs, como es de esperarse.
5. Cualquier otra condición no contemplada en este estudio puede ser calculada fácilmente
usando la base de datos desarrollada en DIGSILENT Power Factory.
VII.4)
VII.4.A)
ESTUDIOS DE FLUJO DE CARGA ARMÓNICO (FCA)
INTRODUCCIÓN Y METODOLOGÍA USADA
Se estudia el efecto del Parque Eólico Paraguaná (PEP) sobre la contaminación armónica de la Red
Eléctrica Sistema Paraguaná. Se utilizó como herramienta de análisis DIgSILENT PowerFactory. Se
hicieron validaciones del método y modelos utilizados por el programa para realizar el estudio de
contaminación armónica. Basándose en los modelos y parámetros utilizados por el simulador, se
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recopilaron los datos necesarios para modelar el sistema y el parque eólico para evaluar su
comportamiento.
Existe una amplia bibliografía sobre el tema de la contaminación armónica en las redes eléctricas [21]
a la [26] así como de los efectos de dicha contaminación sobre los componentes del sistema. Lo que
se suele evaluar son los niveles de contaminación armónica (distorsión armónica total de tensiones y
corrientes), resonancias y las sobre-solicitaciones de bancos de condensadores y transformadores de
potencia presentes en la red.
El alcance de los estudios consiste en analizar el impacto de la incorporación del Parque Eólico
Paraguaná sobre la contaminación armónica en la red y evaluar si existen resonancias intrínsecas que
puedan ser excitadas. Dada la ausencia de mediciones de contaminación armónica se simulan
condiciones de carga con contenido armónico típico. Adicionalmente se plantean una variedad de
casos y escenarios que contemplan las condiciones más críticas desde el punto de vista de la
contaminación armónica (máxima carga y distintas condiciones de generación en del PEP).
Considerando que no se dispuso de mediciones reales de la contaminación armónica de la RESP se
siguió el siguiente procedimiento:
1. Se asumen dos posibles tipos de contaminación armónica (dos espectros): carga contaminante
del tipo predominantemente industrial (Tipo 1) y carga contaminante del tipo
predominantemente residencial-comercial (Tipo 2), como se describe en los siguientes
apartados. En la carga Tipo 1 el armónico máximo es el 25 y en la carga Tipo 2 el armónico
máximo considerado es el 37.
2. Se determinaron, para el sistema actual (sin el PEP) y para ambos tipos de contaminación
armónica, el porcentaje máximo de no linealidad de las cargas para alcanzar los límites de THD
de tensiones (Ecuación 8) permitidos por las normas nacionales e internacionales ([22], [23],
[24]). Se asume que existe una cierta contaminación armónica en la red y que esta se
encuentra dentro del límite superior permitido por las normas.
n
VALOR EFICAZ DE LOS
THDv %
ARMÓNICOS DE VOLAJE
Vk2 rms
100
VALOR EFICAZ DE LA
k 2
V1
100
rms
COMPONENTE FUNDAMENTAL
THDv %
Ecuación 8
distorsión armónica total de volataje (%)
Vk
tensión efectiva (rms) del armónico k
V1
tensión efectiva (rms) del primer armónico
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3. Se incorpora el PEP al modelo del sistema y se realizan las corridas de FCA para determinar los
valores de THDv (Ecuación 8) en todas las barras y de THDi y TDD (Ecuación 9 y Ecuación 10)
en todas las líneas y transformadores de la red, bajo distintas condiciones de operación del
PEP y de la RESP. Estos valores se comparan con los valores recomendados por las normas
nacionales e internacionales ([22], [23], [24]).
THDi %
VALOR EFICAZ DE LOS
n
ARMÓNICOS DE CORRIENTE
k 2
I k2
100
VALOR EFICAZ DE LA
I1
rms
100
rms
Ecuación 9
COMPONENTE FUNDAMENTAL
THDi %
distorsión armónica total de corriente (%)
Ik
corriente efectiva (rms) del armónico k
I1
corriente efectiva (rms) del primer armónico
TDD%
VALOR EFICAZ DE LOS
n
ARMÓNICOS DE CORRIENTE
k 2
I k2
100
I max
rms
I max
100
Ecuación 10
TDD%
distorsión armónica total de demanda (%)
I max
corriente nominal o máxima
Ik
corriente efectiva (rms) del armónico k
4. Los valores de THD de tensiones y corrientes obtenidos así como de TDD se comparan con los
valores indicados en la siguiente tabla (según los niveles de tensión):
Tabla 29: Límites de THD y TDD recomendados
Distorsión
Individual (k)
THDv (230kV)
1,0%
Armónicos
Distorsión
Total
1,5%
THDv (115kV)
1,5%
2,5%
THDv (13,8kV y 34,5kV)
3,0%
5,0%
TDDi (115kV y 230kV)
-
2,5%
TDDi (13,8kV y 34,5kV)
-
5,0%
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5. Se determinan las solicitaciones sobre los bancos de condensadores de la RESP así como sobre
los condensadores de los AGs del PEP y se comparan con los valores de diseño que se
especifican en las normas [25].
a. Límite del valor efectivo de la tensión:
kmax
max
rms pu
V
Vk2 pu
1.10
( ANSI / IEEE Std . 18 -1992)
Ecuación 11
k 1
b. Límite de la tensión instantánea pico (máxima):
Vˆpico
kmax
Vk
2
pu
pu
1.2
2
( ANSI / IEEE Std . 18 -1992)
k 1
Vk
tensión efectiva (rms) del armónico k
V pico
Ecuación 12
tensión pico máxima
a. Límite de potencia reactiva máxima:
kmax
2
Qtot
I k2
I rms x1
k 1
n
x1
k
1.35 Qn
2
Qtot
I k pu
1.35
( ANSI / IEEE Std . 18 -1992)
k
k 1
potencia reactiva total del banco de condensadores
Qn
potencia reactiva nominal del banco de condensadores
Ik
corriente efectiva (rms) del armónico k
x1
reactancia capacitiva de primer armónico
Qtot
pu
Ecuación 13
6. Se determinan las solicitaciones sobre los TRX del PEP [26], evaluando las pérdidas bajo carga
en condiciones de contaminación armónica de la red eléctrica.
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2
Pj
Ik (1 FPA) pu
k 1
2
k 2 Ik FPA pu
Pa
Pbc
Pj
Pa
1.0 pu
k
FPA
factor de perdidas adicionales del TRX ( 8%)
Pj
perdidas joule del TRX (pu)
Pa
perdidas adicionales del TRX (pu)
Pbc
perdidas totales bajo carga del TRX (pu)
Ecuación 14
7. Adicionalmente se determinan las impedancias en función de la frecuencia para determinar
resonancias del sistema. La frecuencia de resonancia en las barras donde existen bancos de
compensación capacitiva se pueden determinar de forma aproximada mediante la Ecuación 16.
MVAcc
MVARC
kr
xcc
xc
Lcc C
MVAcc
Nivel de CC en la barra
MVAC
Potencia nominal del banco de condensadores
xcc
Reactancia de CC vista desde la barra (Thevenin)
xc
Reactancia capacitiva del banco de condensadores
Lcc
C
VII.4.B)
Ecuación 15
Inductancia equivalente de CC vista desde la barra
Capacitancia del banco de condensadores
CARGAS CONTAMINANTES
Como se ha mencionado, se asumieron dos tipos de contaminación armónica: carga armónica del tipo
predominantemente industrial (Tipo 1), como se muestra en la Figura 57 y carga contaminante del
tipo predominantemente residencial-comercial (Tipo 2), como se indica en la Figura 58. Para
caracterizar las cargas Tipo 1 se usó el espectro armónico típico de los puentes rectificadores trifásicos
y para caracterizar las cargas Tipo 2 se usaron mediciones reales (disponibles) realizadas en distintos
puntos de la red eléctrica de la Isla de Margarita).
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Modelo de carga NO LINEAL TIPO 1:
Contaminación armónica típica de
cargas industriales
Órden armónico Ik/I1 (%) Fase (°)
8,00%
5,71%
18,18%
15,38%
2,35%
2,11%
8,70%
8,00%
180
0
180
0
180
0
180
0
20%
15%
%In
5
7
11
13
17
19
23
25
Modelo de carga NO LINEAL TIPO 1:
contaminación armónica típica de cargas
industriales
10%
5%
0%
5
7
11
13
17
19
23
25
Orden del armónico
Figura 57: Espectro de contaminación armónica de la carga contaminante Tipo - 1
Modelo de carga NO LINEAL TIPO 2:
contaminación armónica típica de
cargas mixtas: comercial, residencial,
industrial
Órden armónico Ik/I1 (%) Fase (°)
37,56%
18,23%
4,62%
2,61%
0,63%
0,34%
0,17%
0,14%
0,11%
0,07%
0,06%
0,04%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40%
35%
30%
25%
%In
5
7
11
13
17
19
23
25
27
31
35
37
Modelo de carga NO LINEAL TIPO 2:
contaminación armónica típica de cargas mixtas:
comercial, residencial, industrial
20%
15%
10%
5%
0%
5
7
11
13
17
19
23
25
27
31
35
37
Orden del armónico
Figura 58: Espectro de contaminación armónica de la carga contaminante Tipo – 2
Simulando la red eléctrica actual, sin el PEP, se determinó que con un 2% de contaminación
armónica del Tipo 1 y con un 5% de contaminación armónica del Tipo 2 (en todas las cargas
del sistema) se obtenían los máximos valores de THDv (por debajo del límite permitido) en las barras
del sistema.
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VII.4.C)
CASOS Y ESCENARIOS DE ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ARMÓNICO
Se han seleccionado una serie de casos que abarcan una gran cantidad de posibilidades y las
condiciones más pesimistas desde el punto de vista de la contaminación armónica en la red. Esta serie
de casos se han seleccionado siguiendo las siguientes premisas y consideraciones:
Casos de estudio:
o
Caso A: RESP conectada al SIN a través de la interconexión ISIRO-PF2 en 115kV
o
Caso B: la RESP aislada del SIN
Tipos de contaminación armónica:
o
Contaminación Tipo 1: 2% en todas las cargas de la RESP (carga máxima).
o
Contaminación Tipo 2: 5% en todas las cargas de la RESP (carga máxima).
Número de AGs conectados (a su máxima potencia):
o
Mínimo: 9 Aerogeneradores (11,88 MW)
o
Medio: 38 Aerogeneradores (50,16 MW)
o
Máximo: 76 Aerogeneradores (100,32 MW)
Bancos de condensadores conectados (o no) a la RESP:
o
Compensación en ISIRO en 115kV de 48 MVAR
o
Compensación en PUNTO FIJO I en 13,8kV de 12 MVAR
o
Compensación en JUDIBANA en 13,8kV de 15 MVAR
En todos los casos se consideró el sistema con la carga máxima en todas las barras.
Haciendo la combinación de los aspectos señalados, a continuación, en la Figura 59, Tabla 30 y Tabla
31 se enumeran y describen los 76 casos analizados.
Se debe resaltar que se han considerado todas las posibilidades (combinaciones) en cuanto a la
operatividad (o no) de los principales bancos de compensación reactiva de la red, de forma de incluir
y considerar las distintas resonancias que aparecen en la red, en cada uno de los casos.
Se considera que este grupo de 76 casos abarca todas las posibilidades más desfavorables que se
pueden encontrar en la RESP ante la presencia del PEP. Sin embargo, se debe resaltar que la
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contaminación armónica analizada corresponde a dos tipos de carga típicas y no ha mediciones
realizadas en la red eléctrica.
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Figura 59: Casos de FCA analizados
CASO A / ESCENARIO 2
CASO A / ESCENARIO 1
Tabla 30: Casos de estudio de Flujo de Carga Armónico – Caso A – Escenarios 1 y 2
ESCENARIO DE
FLUJO DE CARGA
ARMÓNICO
ESCENARIO 1.0
ESCENARIO 1.1
ESCENARIO 1.2
ESCENARIO 1.3
ESCENARIO 1.4
ESCENARIO 1.5
ESCENARIO 1.6
ESCENARIO 1.7
ESCENARIO 1.8
ESCENARIO 1.9
ESCENARIO 1.10
ESCENARIO 1.11
ESCENARIO 1.12
ESCENARIO 1.13
ESCENARIO 1.14
ESCENARIO 1.15
ESCENARIO 1.16
ESCENARIO 1.17
ESCENARIO 1.18
ESCENARIO 1.19
ESCENARIO 1.20
ESCENARIO 1.21
ESCENARIO 1.22
ESCENARIO 1.23
ESCENARIO 1.24
ESCENARIO 2.0
ESCENARIO 2.1
ESCENARIO 2.2
ESCENARIO 2.3
ESCENARIO 2.4
ESCENARIO 2.5
ESCENARIO 2.6
ESCENARIO 2.7
ESCENARIO 2.8
ESCENARIO 2.9
ESCENARIO 2.10
ESCENARIO 2.11
ESCENARIO 2.12
ESCENARIO 2.13
ESCENARIO 2.14
ESCENARIO 2.15
ESCENARIO 2.16
ESCENARIO 2.17
ESCENARIO 2.18
ESCENARIO 2.19
ESCENARIO 2.20
ESCENARIO 2.21
ESCENARIO 2.22
ESCENARIO 2.23
ESCENARIO 2.24
CASO A: Con conexión ISIRO-PUNTO FIJO II (SIN IPP) (50 CASOS)
GENERACIÓN
COMPENSACIÓN
DEMANDA DE LA RESP
CASO DE ESTUDIO DE
375,97 MW / FP = 0,9
EL ISIRO
PUNTO FIJO I JUDIBANA
PEP
FCA
No. AG
MW
48 MVAR
12 MVAR
15 MVAR
CARGA NO LINEAL
SIN PARQUE EÓLICO
1
SI
SI
SI
CASO A.1.0
2
CASO A.1.1
SI
SI
SI
3
CASO A.1.2
SI
SI
X
4
CASO A.1.3
SI
X
X
2% DE CONTAMINACIÓN
5
CASO A.1.4
SI
X
SI
CON CARGA TIPO 1
9
11,88
6
CASO A.1.5
X
SI
X
7
CASO A.1.6
X
X
SI
8
CASO A.1.7
X
SI
SI
9
CASO A.1.8
X
X
X
10
CASO A.1.9
SI
SI
SI
11
CASO A.1.10
SI
SI
X
12
CASO A.1.11
SI
X
X
2% DE CONTAMINACIÓN
13
CASO A.1.12
SI
X
SI
38
50,16
14
CASO A.1.13
CON CARGA TIPO 1
X
SI
X
15
CASO A.1.14
X
X
SI
16
CASO A.1.15
X
SI
SI
17
CASO A.1.16
X
X
X
18
CASO A.1.17
SI
SI
SI
19
CASO A.1.18
SI
SI
X
20
CASO A.1.19
SI
X
X
2% DE CONTAMINACIÓN
21
CASO A.1.20
SI
X
SI
76
100,32
22
CASO A.1.21
CON CARGA TIPO 1
X
SI
X
23
CASO A.1.22
X
X
SI
24
CASO A.1.23
X
SI
SI
25
CASO A.1.24
X
X
X
SIN PARQUE EÓLICO
26
SI
SI
SI
CASO A.2.0
27
CASO A.2.1
SI
SI
SI
28
CASO A.2.2
SI
SI
X
29
CASO A.2.3
SI
X
X
5% DE CONTAMINACIÓN
30
CASO A.2.4
SI
X
SI
CON CARGA TIPO 2
9
11,88
31
CASO A.2.5
X
SI
X
32
CASO A.2.6
X
X
SI
33
CASO A.2.7
X
SI
SI
34
CASO A.2.8
X
X
X
35
CASO A.2.9
SI
SI
SI
36
CASO A.2.10
SI
SI
X
37
CASO A.2.11
SI
X
X
38
CASO A.2.12
SI
X
SI
5% DE CONTAMINACIÓN
38
50,16
39
CASO A.2.13
CON CARGA TIPO 2
X
SI
X
40
CASO A.2.14
X
X
SI
41
CASO A.2.15
X
SI
SI
42
CASO A.2.16
X
X
X
43
CASO A.2.17
SI
SI
SI
44
CASO A.2.18
SI
SI
X
45
CASO A.2.19
SI
X
X
46
CASO A.2.20
5% DE CONTAMINACIÓN
SI
X
SI
76
100,32
47
CASO A.2.21
CON CARGA TIPO 2
X
SI
X
48
CASO A.2.22
X
X
SI
49
CASO A.2.23
X
SI
SI
50
CASO A.2.24
X
X
X
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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UNIVERSIDAD
SIMÓN BOLÍVAR
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
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INVESTIGACION
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
CASO B / ESCENARIO 4
CASO B / ESCENARIO 3
Tabla 31: Casos de estudio de Flujo de Carga Armónico – Caso B – Escenarios 3 y 4
ESCENARIO DE
FLUJO DE CARGA
ARMÓNICO
ESCENARIO 3.0
ESCENARIO 3.1
ESCENARIO 3.2
ESCENARIO 3.3
ESCENARIO 3.4
ESCENARIO 3.5
ESCENARIO 3.6
ESCENARIO 3.7
ESCENARIO 3.8
ESCENARIO 3.9
ESCENARIO 3.10
ESCENARIO 3.11
ESCENARIO 3.12
ESCENARIO 4.0
ESCENARIO 4.1
ESCENARIO 4.2
ESCENARIO 4.3
ESCENARIO 4.4
ESCENARIO 4.5
ESCENARIO 4.6
ESCENARIO 4.7
ESCENARIO 4.8
ESCENARIO 4.9
ESCENARIO 4.10
ESCENARIO 4.11
ESCENARIO 4.12
VII.4.D)
CASOS B: Sin conexión ISIRO-PUNTO FIJO II (SIN IPP) (26 CASOS)
GENERACIÓN
DEMANDA DE LA RESP
CASO DE ESTUDIO DE
PEP
375,97 MW / FP = 0,9
FCA
No. AG
MW
CARGA NO LINEAL
SIN PARQUE EÓLICO
51
CASO B.3.0
52
CASO B.3.1
2% DE CONTAMINACIÓN
53
CASO B.3.2
11,88
CON CARGA TIPO 1
9
54
CASO B.3.3
55
CASO B.3.4
56
CASO B.3.5
2% DE CONTAMINACIÓN
57
CASO B.3.6
38
50,16
CON CARGA TIPO 1
58
CASO B.3.7
59
CASO B.3.8
60
CASO B.3.9
2% DE CONTAMINACIÓN
61
CASO B.3.10
76
100,32
62
CASO B.3.11
CON CARGA TIPO 1
63
CASO B.3.12
SIN PARQUE EÓLICO
64
CASO B.4.0
65
CASO B.4.1
5% DE CONTAMINACIÓN
66
CASO B.4.2
CON CARGA TIPO 2
9
11,88
67
CASO B.4.3
68
CASO B.4.4
69
CASO B.4.5
70
CASO B.4.6
5% DE CONTAMINACIÓN
38
50,16
CON CARGA TIPO 2
71
CASO B.4.7
72
CASO B.4.8
73
CASO B.4.9
5% DE CONTAMINACIÓN
74
CASO B.4.10
76
100,32
CON CARGA TIPO 2
75
CASO B.4.11
76
CASO B.4.12
COMPENSACIÓN
PUNTO FIJO I JUDIBANA
12 MVAR
15 MVAR
SI
SI
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
SI
SI
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
SI
SI
SI
X
X
SI
X
X
RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE FCA
Se realizaron las corridas de Flujo de Carga Armónico (FCA) para todos los casos seleccionados y se
obtuvieron los resultados respectivos con la finalidad de determinar:
Los niveles de THDv (Ecuación 8)en todas las barras de la red.
Los niveles de THDi y TDD en elementos seleccionados (Ecuación 9 y Ecuación 10): los cuatro
transformadores del parque eólico, los tres bancos de condensadores y las líneas ISIRO-PF2
que es el nexo con el sistema.
En los casos extremos (peores casos) se determinaron las solicitaciones sobre los bancos de
condensadores (Ecuación 11 a la Ecuación 13).
En los casos extremos (peores casos) se determinaron las solicitaciones sobre los
transformadores de la S/E PEP (Ecuación 14).
En los casos donde los THDv son más altos se determinó la impedancia de Thévennin en
función de la frecuencia (respuesta de frecuencia) en las barras con problemas con la finalidad
de identificar las frecuencias de resonancia
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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SIMÓN BOLÍVAR
UNIDAD DEGESTIÓN Y GRUPO DEINVESTIGACIÓN
EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
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FUNDACION DE
INVESTIGACION
Y DESARROLLO
DE LA UNIVERSIDAD
SIMON BOLIVAR
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
Los resultados completos, de todos los casos analizados se anexan a este informe: ver apartado XII)
DOCUMENTOS Y ARHIVOS ANEXOS (ENTREGABLES DEL PROYECTO).
En la Figura 60 y en la Figura 61 se muestran los niveles de contaminación armónica de tensiones en
el grupo de casos con la RESP conectada al SIN, Escenario 1 y contaminación armónica Tipo 1. En la
Figura 60 se muestran todos los casos y en la Figura 61 se muestran los THDv por niveles de tensión:
230kV, 115kV y 34,5/13,8kV, respectivamente. De este grupo de casos se puede observar que en
general no se sobrepasan los límites recomendados de distorsión armónica de tensiones (Tabla 29).
En los niveles de 115kV se obtienen valores ligeramente superiores al 2,5% en algunos de los casos
más críticos. En los niveles de 230kV, 34,5kV y 13,8kV no se alcanzan los límites recomendados por
las normas nacionales e internacionales.
En la Figura 62 y en la Figura 63 se muestran THDv para el segundo grupo de casos con la RESP
conectada al SIN, Escenario 2 y contaminación Tipo 2. En la Figura 62 se muestran todos los casos y
en la Figura 63 se muestran los THDv por niveles de tensión: 230kV, 115kV y 34,5/13,8kV
respectivamente. De este grupo de casos se puede observar, en general, que tampoco se sobrepasan
los límites recomendados de distorsión armónica de tensiones en los distintos niveles de tensión. Sin
embargo, en la barra PF1 13,8kV, donde está conectado uno de los bancos de compensación
capacitiva se ve un aumento sustancial de los valores de THDv. Esto indica que allí existe una
resonancia y que está siendo excitada (en este caso por el contenido armónico de las cargas Tipo 2).
En la Figura 64 y en la Figura 65 se muestran gráficos con el peor y el mejor caso (determinados
estos usando el máximo y mínimo promedio de los THD de todas las barras). En estos gráficos
también se incluyen los NCC de las barras con la finalidad de observar el efecto de los NCC sobre los
niveles de THDv. En la Figura 64 se muestran los resultados correspondientes al grupo de casos C/C
ISIRO, Escenario 1 y contaminación armónica Tipo 1. En la Figura 65 se muestran los resultados
correspondientes al grupo de casos C/C ISIRO, Escenario 2 y contaminación armónica Tipo 2.
En cuanto a los resultados obtenidos para los casos con el sistema asilado del SIN se puede decir que
son similares, aunque los valores de THDv, como es de esperar, aumentan. Es decir el
comportamiento en cuanto a TDDv del grupo de casos con la RESP aislada del SIN, Escenario 3 y
contaminación Tipo 1 (Figura 66 y Figura 68) es similar al grupo de casos con la RESP conectada al
SIN, Escenario 1 y contaminación Tipo 1. Igualmente en relación a los TDDv del grupo de casos con la
RESP aislada del SIN, Escenario 3 y contaminación armónica Tipo 1 (Figura 67 y Figura 69), con
relación al grupo de casos con la RESP conectada al SIN, Escenario 2 y contaminación Tipo 2.
En la Figura 70 y en la Figura 71 se muestran gráficos con el peor y el mejor caso (determinados
estos usando el máximo y mínimo, respectivamente, del promedio de los THD en todas las barras). Se
incluyen en estos gráficos los NCC de cada una de las barras. En la Figura 70 se muestran los
resultados correspondientes al grupo de casos C/C ISIRO, Escenario 3 y contaminación armónica Tipo
1. En la Figura 71 se muestran los resultados correspondientes al grupo de casos C/C ISIRO,
Escenario 4 y contaminación armónica Tipo 2.
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv - CASOS C/C ISIRO (A) - ESCENARIO 1 - CARGA NO-LINEAL TIPO 1
5,00
CASO A.1.0
CASO A.1.1
CASO A.1.2
4,50
CASO A.1.3
CASO A.1.4
4,00
CASO A.1.5
CASO A.1.6
3,50
CASO A.1.7
CASO A.1.8
THDv(%)
3,00
CASO A.1.9
CASO A.1.10
2,50
CASO A.1.11
CASO A.1.12
2,00
CASO A.1.13
CASO A.1.14
1,50
CASO A.1.15
CASO A.1.16
1,00
CASO A.1.17
CASO A.1.18
CASO A.1.19
0,50
CASO A.1.20
CASO A.1.21
0,00
CASO A.1.22
CASO A.1.23
CASO A.1.24
BARRAS
Figura 60: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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THDv (230kV Casos A - ESCENARIO 1)
THDv (115kV Casos A - ESCENARIO 1)
CASO A.1.0
CASO A.1.1
0,90
5,00
CASO A.1.0
CASO A.1.2
0,80
0,70
CASO A.1.1
CASO A.1.3
CASO A.1.3
CASO A.1.4
THDv-máx en 230kV = 1,5%
CASO A.1.5
CASO A.1.4
4,00
0,60
CASO A.1.5
THDv-máx en 115kV = 2,5%
CASO A.1.6
CASO A.1.7
CASO A.1.6
3,50
CASO A.1.7
CASO A.1.8
CASO A.1.8
CASO A.1.9
THDv (%)
THDv (%)
CASO A.1.2
4,50
CASO A.1.10
0,50
CASO A.1.11
CASO A.1.12
0,40
CASO A.1.13
CASO A.1.14
0,30
3,00
CASO A.1.9
CASO A.1.10
CASO A.1.11
2,50
CASO A.1.12
CASO A.1.13
2,00
CASO A.1.14
CASO A.1.15
0,20
CASO A.1.15
1,50
CASO A.1.16
CASO A.1.16
CASO A.1.17
CASO A.1.17
1,00
CASO A.1.18
CASO A.1.18
CASO A.1.19
CASO A.1.19
0,10
0,50
CASO A.1.20
CASO A.1.20
CASO A.1.21
CASO A.1.21
0,00
PLC-230x
ISI-230x
CASO A.1.22
ISI-115x
CASO A.1.23
BARRAS
CASO A.1.22
0,00
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
BARRAS
CASO A.1.24
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
CASO A.1.23
CASO A.1.24
THDv (34.5 y 13.8 kV Casos A - ESCENARIO 1)
CASO A.1.0
5,00
CASO A.1.1
CASO A.1.2
4,50
CASO A.1.3
CASO A.1.4
4,00
THDv-máx en 34,5kV y 13,8kV= 5%
3,50
CASO A.1.5
CASO A.1.6
CASO A.1.7
THDv (%)
CASO A.1.8
3,00
CASO A.1.9
CASO A.1.10
2,50
CASO A.1.11
CASO A.1.12
CASO A.1.13
2,00
CASO A.1.14
CASO A.1.15
1,50
CASO A.1.16
CASO A.1.17
1,00
CASO A.1.18
CASO A.1.19
0,50
CASO A.1.20
CASO A.1.21
0,00
CASO A.1.22
CASO A.1.23
CASO A.1.24
BARRAS
Figura 61: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1 (por niveles de tensión)
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THDv - CASOS C/C ISIRO (A) - ESCENARIO 2 - CARGA NO-LINEAL TIPO 2
7,00
6,00
SE EXCITA UNA
RESONANCIA EN PF1
CASO A.2.0
CASO A.2.1
CASO A.2.2
CASO A.2.3
CASO A.2.4
5,00
THDv(%)
CASO A.2.5
CASO A.2.6
4,00
CASO A.2.7
CASO A.2.8
CASO A.2.9
3,00
CASO A.2.10
CASO A.2.11
2,00
CASO A.2.12
CASO A.2.13
CASO A.2.14
1,00
CASO A.2.15
CASO A.2.16
0,00
CASO A.2.17
CASO A.2.18
CASO A.2.19
BARRAS
CASO A.2.20
Figura 62: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv (230kV Casos A - ESCENARIO 2)
THDv (115kV Casos A - ESCENARIO 2)
CASO A.2.0
CASO A.2.1
0,80
1,20
CASO A.2.0
CASO A.2.2
CASO A.2.1
CASO A.2.3
0,70
CASO A.2.2
CASO A.2.4
CASO A.2.3
1,00
CASO A.2.5
CASO A.2.4
CASO A.2.6
0,60
THDv-máx en 230kV = 1,5%
CASO A.2.8
CASO A.2.5
CASO A.2.6
CASO A.2.7
0,80
CASO A.2.9
CASO A.2.8
THDv (%)
0,50
THD v(%)
THDv-máx en 115kV = 2,5%
CASO A.2.7
CASO A.2.10
CASO A.2.11
0,40
CASO A.2.12
CASO A.2.13
CASO A.2.14
0,30
CASO A.2.9
CASO A.2.10
0,60
CASO A.2.11
CASO A.2.12
CASO A.2.13
CASO A.2.14
CASO A.2.15
0,40
CASO A.2.15
CASO A.2.16
0,20
CASO A.2.16
CASO A.2.17
CASO A.2.17
CASO A.2.18
0,10
CASO A.2.18
0,20
CASO A.2.19
CASO A.2.19
CASO A.2.20
CASO A.2.20
CASO A.2.21
0,00
CASO A.2.21
CASO A.2.22
PLC-230x
ISI-230x
CASO A.2.22
0,00
CASO A.2.23
ISI-115x
PF2-115x
CASO A.2.24
BARRAS
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
BARRAS
THDv (34.5 y 13.8 kV Casos A - ESCENARIO 2)
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
CASO A.2.23
CASO A.2.24
CASO A.2.0
CASO A.2.1
7,00
6,00
JUD-115x
SE EXCITA UNA
RESONANCIA EN PF1
CASO A.2.2
CASO A.2.3
CASO A.2.4
CASO A.2.5
CASO A.2.6
5,00
CASO A.2.7
THDv (%)
THDv-máx en 115kV = 2,5%
CASO A.2.8
CASO A.2.9
4,00
CASO A.2.10
CASO A.2.11
CASO A.2.12
3,00
CASO A.2.13
CASO A.2.14
CASO A.2.15
2,00
CASO A.2.16
CASO A.2.17
CASO A.2.18
1,00
CASO A.2.19
CASO A.2.20
0,00
CASO A.2.21
CASO A.2.22
CASO A.2.23
BARRAS
CASO A.2.24
Figura 63: THDv – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2 (por niveles de tensión)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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THDv max y min con NCC maximo para el Escenario 1
10000
7,00
9000
6,00
8000
7000
6000
4,00
5000
3,00
2,00
D
E
4000
C
C
3000
(
THDv(%)
5,00
N
I
V
E
L
2000
M
V
A
)
1,00
1000
0
0,00
BARRAS
CASO A.1.12
CASO A.1.23
NIVELES DE CC (MVA)
Figura 64: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga Tipo 1
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv max y min con NCC maximo para el Escenario 2
10000
7,00
9000
6,00
SE EXCITA UNA
RESONANCIA EN PF1
5,00
7000
N
I
V
E
L
6000
4,00
5000
3,00
2,00
D
E
4000
C
C
3000
(
THDv(%)
8000
2000
M
V
A
)
1,00
1000
0
0,00
BARRAS
CASO A.2.1
CASO A.2.16
NIVELES DE CC (MVA)
Figura 65: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga Tipo 2
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv (TODOS LOS CASOS B - ESCENARIO 3)
7,00
CASO B.3.0
CASO B.3.1
6,00
CASO B.3.2
THDv(%)
5,00
CASO B.3.3
CASO B.3.4
4,00
CASO B.3.5
3,00
CASO B.3.6
CASO B.3.7
2,00
CASO B.3.8
CASO B.3.9
1,00
CASO B.3.10
0,00
CASO B.3.11
CASO B.3.12
BARRAS
Figura 66: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv (TODOS LOS CASOS B - ESCENARIO 4)
6,00
CASO B.4.1
CASO B.4.2
5,00
CASO B.4.3
CASO B.4.4
4,00
THDv(%)
CASO B.4.5
CASO B.4.6
3,00
CASO B.4.7
CASO B.4.8
2,00
CASO B.4.9
CASO B.4.10
1,00
CASO B.4.11
CASO B.4.12
0,00
CASO B.4.0
BARRAS
Figura 67: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
THDv (115kV Casos B - ESCENARIO 3)
THDv (34,5 y 13,8 kV Casos B - ESCENARIO 3)
CASO B.3.0
7,00
CASO B.3.0
7,00
CASO B.3.1
CASO B.3.1
CASO B.3.2
6,00
6,00
CASO B.3.3
CASO B.3.4
5,00
5,00
CASO B.3.5
CASO B.3.6
4,00
CASO B.3.7
CASO B.3.8
3,00
CASO B.3.4
THDv (%)
THDv (%)
CASO B.3.2
CASO B.3.3
4,00
CASO B.3.5
CASO B.3.6
3,00
CASO B.3.7
CASO B.3.9
2,00
CASO B.3.10
CASO B.3.8
2,00
CASO B.3.11
CASO B.3.9
1,00
CASO B.3.12
CASO B.3.10
1,00
0,00
CASO B.3.11
0,00
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
PEP-115x
LTQ-115x
CASO B.3.12
PNU-115x
BARRAS
BARRAS
Figura 68: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1 (por niveles de tensión)
THDv (115kV Casos B - ESCENARIO 4)
THDv (34,5 y 13,8 kV Casos B - ESCENARIO 4)
2,00
6,00
CASO B.4.0
CASO B.4.0
CASO B.4.1
1,80
CASO B.4.1
5,00
CASO B.4.2
CASO B.4.2
1,60
CASO B.4.3
CASO B.4.3
CASO B.4.4
CASO B.4.5
1,20
CASO B.4.6
1,00
CASO B.4.7
0,80
CASO B.4.8
CASO B.4.4
4,00
THDv (%)
THDv (%)
1,40
CASO B.4.5
CASO B.4.6
3,00
CASO B.4.7
CASO B.4.8
2,00
CASO B.4.9
CASO B.4.9
0,60
CASO B.4.10
CASO B.4.10
1,00
0,40
CASO B.4.11
CASO B.4.11
CASO B.4.12
0,20
CASO B.4.12
0,00
0,00
PF2-115x
JUD-115x
PF3-115x
PF4-115x
PF1-115x
PEP-115x
LTQ-115x
PNU-115x
BARRAS
BARRAS
Figura 69: THDv – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2 (por niveles de tensión)
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THDv max y min con NCC maximo para el Escenario 3
3000
7,00
6,00
2000
N
I
V
E
L
1500
D
E
2500
THDv(%)
5,00
4,00
3,00
1000
(
2,00
C
C
)
500
1,00
M
V
A
0
0,00
BARRAS
CASO B.3.4
CASO B.3.9
NIVELES DE CC (MVA)
Figura 70: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga Tipo 1
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THDv max y min con NCC maximo para el Escenario 4
3000
7,00
6,00
2500
5,00
THDv(%)
2000
4,00
N
I
V
E
L
1500
D
E
3,00
1000
2,00
C
C
500
1,00
0
0,00
BARRAS
CASO B.4.4
CASO B.4.9
NIVELES DE CC (MVA)
Figura 71: THDv máximo/mínimo y NCC - Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga Tipo 2
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A continuación, en las siguientes figuras se muestra un resumen de los resultados de THD y TDD
obtenidos en todos los casos.
Los valores de THDi obtenidos en todos los casos están dentro de los valores esperados dada la
contaminación armónica considerada en las cargas: Figura 72 a Figura 75 para los casos A, C/C
ISIRO y Figura 76 a Figura 79 para los casos B, S/C ISIRO.
Como es de esperar los valores de TDD son bastante menores que los THDi, exceptuando las barras
de los bancos de compensación capacitiva en ISIRO 115kV, JUDIBANA 13.8kV y PF1 13,8kV.
Resalta en los resultados del estudio el hecho de que existe una resonancia en torno a al 5to armónico
entre el banco de compensación capacitiva en la barra de 13.8kV en Punto Fijo I. Al ser este, un
armónico característico de las cargas no lineales más típicas se debe poner especial atención sobre
dicho banco de condensadores.
Puede observarse que en los casos de estudio donde se considera la contaminación armónica Tipo 2
(Figura 74, Figura 75, Figura 78 y Figura 79), con un contenido de 5to armónico superior al de la carga
Tipo 1, los THDi y TDD en el banco de condensadores (PF1) son mayores al 20%.
En la Figura 80, se muestra un grafico comparativo de los espectros de corriente de las cargas no
lineales junto a la impedancia de Thévennin en función de la frecuencia. Claramente se observa que el
el incremento significativo de la distorsión armónica de voltajes y corrientes en la S/E PF1 se debe a
que las cargas excitan la frecuencia de resonancia natural, en torno al 5to armónico (300Hz) presente
en dicha barra.
Se han determinado las solicitaciones sobre los transformadores del PEP y sobre los bancos de
compensación capacitiva del sistema en los casos más críticos (Ecuación 11 a Ecuación 14).
Para determinar los casos más desfavorables se consideraron las peores condiciones en cuanto a
THDv y TDD para cada escenario, según se indica en la Tabla 32.
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Tabla 32: Casos más desfavorables en TRX y Bancos de Compensación
Condensadores
Casos
A.1.3
A.1.10
A.1.12
A.2.3
A.2.6
A.2.16
A.2.17
B.3.4
B.3.10
B.3.11
B.4.3
B.4.4
B.4.8
B.4.10
AG
9
38
38
9
9
38
76
9
76
76
9
9
38
76
Isiro
SI
SI
SI
SI
X
X
SI
PF1
X
SI
X
X
X
X
SI
X
SI
X
X
X
X
SI
Jud.
X
X
SI
X
SI
X
SI
X
X
SI
SI
X
X
X
Peor condición
THDv
ISIRO
JUD(NA)
PF1(NA)
ISIRO
JUD
PF1
JUD-PF1
TDD
ISIRO
ISIRO-PF1
TRX-JUD
TRX
PF1
TRX-PF1
JUD
JUD
JUD(NA)
PF1
TRX
PF1
Un resumen de los los cálculos realizados para los casos seleccionados se muestra a continuación en
la Tabla 33 a la Tabla 37.
En ningún caso se sobrepasan los límites de tensión efectiva y pico, corriente, pérdidas y potencias
reactivas máximas establecidas. A pesar de que estos valores están dentro de los límites esperados
tanto en los bancos de compensación como en los transformadores de potencia del PEP hay que
resaltar el hecho de que existe una resonancia en torno al 5to armónico en la S/E PF1 a la que se debe
prestar atención. Las solicitaciones sobre los TRX del PEP son muy bajas debido al dimensionamiento
de dichos transformadores y a los bajos niveles de carga que tendrán en operación normal.
En el caso de que exista una fuerte contaminación armónica con presencia del mencionado armónico
característico (5to) el banco de condensadores de PF1 podría presentar problemas de pérdida de vida
útil, mal funcionamiento y falla. Se debe mencionar que esta resonancia presente en el sistema, nada
tiene que ver con la presencia o no del Parque Eólico Paraguaná.
De los resultados obtenidos, en general se puede decir que el Parque Eólico Paraguaná no afecta de
forma significativa (negativa ni positiva), la contaminación armónica que pueda tener la RESP. Debido
a la presencia de bancos de compensación capacitiva en la red así como la incorporación del PEP se
recomiendo realizar una campaña de medición de la contaminación armónica presente en la red.
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THDi CASOS A - ESCENARIO 1
9,00
CASO A.1.0
8,00
CASO A.1.1
CASO A.1.2
7,00
CASO A.1.3
CASO A.1.4
THDi (%)
6,00
CASO A.1.5
CASO A.1.6
CASO A.1.7
5,00
CASO A.1.8
CASO A.1.9
4,00
CASO A.1.10
CASO A.1.11
3,00
CASO A.1.12
CASO A.1.13
2,00
CASO A.1.14
CASO A.1.15
1,00
CASO A.1.16
CASO A.1.17
0,00
L1
L2
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
C1
PF2-115x
PF2-115x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
-
ISI-115x
ISI-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
ISI-115x
JUD-138b
PF1-138f
3
4
27
28
29
30
47
48
49
CASO A.1.18
CASO A.1.19
CASO A.1.20
CASO A.1.21
CASO A.1.22
CASO A.1.23
CASO A.1.24
NEXOS
Figura 72: THDi – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga no-lineal Tipo 1
TDD CASOS A - ESCENARIO 1
9,00
CASO A.1.0
8,00
CASO A.1.1
CASO A.1.2
7,00
CASO A.1.3
CASO A.1.4
TDD(%)
6,00
CASO A.1.5
CASO A.1.6
5,00
CASO A.1.7
CASO A.1.8
CASO A.1.9
4,00
CASO A.1.10
CASO A.1.11
3,00
CASO A.1.12
CASO A.1.13
2,00
CASO A.1.14
CASO A.1.15
1,00
CASO A.1.16
CASO A.1.17
0,00
CASO A.1.18
L1
L2
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
C1
PF2-115x
PF2-115x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
-
ISI-115x
ISI-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
ISI-115x
JUD-138b
PF1-138f
3
4
27
28
29
30
47
48
49
CASO A.1.19
CASO A.1.20
CASO A.1.21
CASO A.1.22
CASO A.1.23
CASO A.1.24
NEXOS
Figura 73: TDD – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 1 – Carga no-lineal Tipo 1
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THDi CASOS A - ESCENARIO 2
35,00
CASO A.2.0
CASO A.2.1
30,00
CASO A.2.2
CASO A.2.3
CASO A.2.4
25,00
THDi (%)
CASO A.2.5
CASO A.2.6
20,00
CASO A.2.7
CASO A.2.8
CASO A.2.9
15,00
CASO A.2.10
CASO A.2.11
CASO A.2.12
10,00
CASO A.2.13
CASO A.2.14
5,00
CASO A.2.15
CASO A.2.16
CASO A.2.17
0,00
L1
L2
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
C1
PF2-115x
PF2-115x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
-
ISI-115x
ISI-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
ISI-115x
JUD-138b
PF1-138f
3
4
27
28
29
30
47
48
49
CASO A.2.18
CASO A.2.19
CASO A.2.20
CASO A.2.21
CASO A.2.22
CASO A.2.23
CASO A.2.24
NEXOS
Figura 74: THDi – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga no-lineal Tipo 2
TDD CASO A - ESCENARIO 2
35,00
CASO A.2.0
CASO A.2.1
30,00
CASO A.2.2
CASO A.2.3
25,00
CASO A.2.4
TDD(%)
CASO A.2.5
CASO A.2.6
20,00
CASO A.2.7
CASO A.2.8
CASO A.2.9
15,00
CASO A.2.10
CASO A.2.11
CASO A.2.12
10,00
CASO A.2.13
CASO A.2.14
CASO A.2.15
5,00
CASO A.2.16
CASO A.2.17
0,00
CASO A.2.18
L1
L2
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
C1
PF2-115x
PF2-115x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
-
ISI-115x
ISI-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
ISI-115x
JUD-138b
PF1-138f
3
4
27
28
29
30
47
48
49
CASO A.2.19
CASO A.2.20
CASO A.2.21
CASO A.2.22
CASO A.2.23
CASO A.2.24
NEXOS
Figura 75: TDD – Casos C/C ISIRO (A) – Escenario 2 – Carga no-lineal Tipo 2
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THDi CASOS B - ESCENARIO 3
16,00
CASO B.3.0
CASO B.3.1
14,00
CASO B.3.2
12,00
THDi (%)
CASO B.3.3
CASO B.3.4
10,00
CASO B.3.5
8,00
CASO B.3.6
CASO B.3.7
6,00
CASO B.3.8
4,00
CASO B.3.9
CASO B.3.10
2,00
CASO B.3.11
0,00
CASO B.3.12
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
JUD-138b
PF1-138f
27
28
29
30
48
49
NEXOS
Figura 76: THDi – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1
TDD CASOS B - ESCENARIO 3
9,00
8,00
7,00
TDD(%)
6,00
CASO B.3.6
5,00
CASO B.3.7
CASO B.3.8
CASO B.3.9
4,00
CASO B.3.10
CASO B.3.11
3,00
CASO B.3.12
CASO B.3.1
2,00
CASO B.3.2
CASO B.3.3
1,00
CASO B.3.4
CASO B.3.5
0,00
CASO B.3.0
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
JUD-138b
PF1-138f
27
28
29
30
48
49
NEXOS
Figura 77: TDD – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1
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ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro.
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THDi CASOS B - ESCENARIO 3
30,00
CASO B.4.2
CASO B.4.3
25,00
CASO B.4.4
CASO B.4.5
THDi (%)
20,00
CASO B.4.6
CASO B.4.7
CASO B.4.8
15,00
CASO B.4.9
CASO B.4.10
10,00
CASO B.4.11
CASO B.4.12
5,00
CASO B.4.0
CASO B.4.1
0,00
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
JUD-138b
PF1-138f
27
28
29
30
48
49
NEXOS
Figura 78: THDi – Casos S/C ISIRO (B) – Escenario 3 – Carga no-lineal Tipo 1
TDD CASO B - ESCENARIO 4
30,00
CASO B.4.0
CASO B.4.1
25,00
CASO B.4.2
CASO B.4.3
CASO B.4.5
TDD(%)
20,00
CASO B.4.4
CASO B.4.6
15,00
CASO B.4.7
CASO B.4.8
10,00
CASO B.4.9
CASO B.4.10
5,00
CASO B.4.11
CASO B.4.12
0,00
TRg1
TRg2
TRg3
TRg4
C1
C1
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
PEP-345x
-
-
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
PEP-115x
JUD-138b
PF1-138f
27
28
29
30
48
49
NEXOS
Figura 79: TDD – Casos C/C ISIRO (B) – Escenario 4 – Carga no-lineal Tipo 2
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Zth PF1 ( ) y Contaminación de las cargas Tipo 1 y 2 (% In Carga)
120,00%
50
45
100,00%
40
35
Zth (OHM)
80,00%
30
60,00%
25
20
40,00%
15
10
20,00%
5
0,00%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Orden de armónico
CONTAMINACIÓN ARMÓNICA TIPO 1 (en %)
CONTAMINACIÓN ARMÓNICA TIPO 2 (en %)
Zth PF1 (en Ohms)
Figura 80: Impedancia en función de la frecuencia vista dede la S/E PF1
Tabla 33: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E ISIRO 115kV – Caso A.2.3
Orden de armónico
Voltaje
Vk (%)
Vk(p.u.)
1
100
5
0,352489
7
0,047281
11
0,001344
13
0,082066
17
0,007773
19
0,000951
23
0,0001
25
0,000042
29
0,000025
31
0,000061
35
0,000024
37
0,000008
Valor pico (p.u.) máx. 1.2 >
Valor efectivo (p.u.) máx. 1.1 >
1
0,00352489
0,00047281
0,00001344
0,00082066
0,00007773
0,00000951
0,000001
0,00000042
0,00000025
0,00000061
0,00000024
0,00000008
1,00492164
1,00000666
A.2.3 ISIRO 115kV
Corriente, Magnitud en p.u.
2
Ik
Ik /k
0,981074
0,017291
0,003247
0,000145
0,010467
0,001296
0,000177
0,000023
0,00001
0,000007
0,000019
0,000008
0,000003
0,962506193
0,000059796
0,000001506
0,000000002
0,000008428
0,000000099
0,000000002
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
KVAR (p.u.) máx. 1.35 >
0,962576025
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Tabla 34: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E JUDIBANA 13,8kV – Caso A.1.12
Orden de armónico
A.1.12 JUDIBANA 13.8kV
Voltaje
Corriente, Magnitud en p.u.
2
Vk (%)
Vk(p.u.)
Ik
Ik /k
1
100
5
0,227359
7
0,065253
11
0,12479
13
0,119843
17
0,194461
19
0,007105
23
0,002133
25
0,003728
Valor pico (p.u.) máx. 1.2 >
Valor efectivo (p.u.) máx. 1.1 >
1
0,00227359
0,00065253
0,0012479
0,00119843
0,00194461
0,00007105
0,00002133
0,00003728
1,00744672
1,00000619
1,00577
0,011434
0,004594
0,013806
0,015669
0,033249
0,001358
0,000494
0,000937
1,011573293
0,000026147
0,000003015
0,000017328
0,000018886
0,000065029
0,000000097
0,000000011
0,000000035
KVAR (p.u.) máx. 1.35 >
1,011703841
Tabla 35: Solicitaciones sobre los condensadores de la S/E JUDIBANA 13,8kV – Caso B.4.3
Voltaje
Orden de armónico
Vk (%)
1
100
5
1,504363
7
0,235482
11
0,036037
13
0,019349
17
0,010612
19
0,003575
23
0,000062
25
0,000052
29
0,00008
31
0,000066
35
0,000116
37
0,000118
Valor pico (p.u.) máx. 1.2 >
Valor efectivo (p.u.) máx. 1.1 >
B.4.3 JUDIBANA 13.8kV
Corriente, Magnitud en p.u.
2
Vk(p.u.)
Ik
Ik /k
1
0,01504363
0,00235482
0,00036037
0,00019349
0,00010612
0,00003575
0,00000062
0,00000052
0,0000008
0,00000066
0,00000116
0,00000118
1,01809912
1,00011601
0,99674
0,074973
0,01643
0,003951
0,002507
0,001798
0,000677
0,000014
0,000013
0,000023
0,00002
0,000041
0,000043
0,993490628
0,001124190
0,000038564
0,000001419
0,000000483
0,000000190
0,000000024
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
KVAR (p.u.) máx. 1.35 >
0,994655498
Tabla 36: Solicitaciones sobre los transformadores del PEP – Caso A.3.10
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Transformador 1 y 2 del parque eolico Caso A.3.10
Ik (p.u.)
Ik2 (p.u.)
Orden k
1
5
7
11
13
17
19
23
25
29
31
35
37
Irms ( p.u.)
Pjoule (%PerNom)
Padicionales (%PerNom)
Ptotales (%PerNom)
0,200936000
0,002287000
0,000448000
0,001668000
0,001646000
0,000551000
0,007812000
0,000532000
0,000221000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,201116537
3,72%
0,51%
4,23%
Ik2*k2 (p.u.)
0,040375276
0,000005230
0,000000201
0,000002782
0,000002709
0,000000304
0,000061027
0,000000283
0,000000049
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
FPA=
0,040375276
0,000130759
0,000009834
0,000336649
0,000457874
0,000087741
0,022030871
0,000149720
0,000030526
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
8,00%
<
100,00%
Tabla 37: Solicitaciones sobre los transformadores del PEP – Caso B.4.8
Transformador 1 y 2 del parque eolico Caso B.4.8
Ik (p.u.)
Ik2 (p.u.)
Orden k
1
5
7
11
13
17
19
23
25
29
31
35
37
Irms ( p.u.)
Pjoule (%PerNom)
Padicionales (%PerNom)
Ptotales (%PerNom)
0,199833000
0,018987000
0,003039000
0,000786000
0,000550000
0,001014000
0,000119000
0,000010000
0,000004000
0,000001000
0,000001000
0,000002000
0,000003000
0,200760884
3,71%
0,40%
4,11%
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Ik2*k2 (p.u.)
0,039933228
0,000360506
0,000009236
0,000000618
0,000000303
0,000001028
0,000000014
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
0,000000000
FPA=
0,039933228
0,009012654
0,000452541
0,000074753
0,000051123
0,000297149
0,000005112
0,000000053
0,000000010
0,000000001
0,000000001
0,000000005
0,000000012
8,00%
<
100,00%
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VIII) RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN TRANSITORIO
VIII.1)
INTRODUCCIÓN
Los estudios de régimen transitorio realizados tienen el objetivo de analizar la estabilidad de ángulos,
tensiones y frecuencia ante las distintas perturbaciones: fallas en el sistema, conexión de AGs y del
parque eólico y rampas de viento.
Se considera que el sistema es inestable cuando no se alcanza un punto de operación estable luego
de la perturbación o cuando no se cumplen los criterios de estabilidad establecidos, se pierdan
de forma imprevista elementos del sistema o se producen fluctuaciones de tensión no amortiguadas
(o que tardan mucho tiempo en amortiguarse) así como otras condiciones no deseadas.
Los criterios técnicos usados en estos estudios están descritos de forma detallada en la Memoria de
Cálculo del Proyecto [1]. Se debe mencionar que los criterios son los usados normalmente por
CORPOELEC/CADAFE y demás instituciones y empresas eléctricas (CNG, EDELCA, FUNDELEC, etc.)
para los estudios de estabilidad transitoria
A continuación, en los siguientes apartados, se describen los casos de estudios analizados así como
los resultados obtenidos.
Se han incluido en este informe, de forma resumida, todos los casos analizados. Sin embargo el gran
número de casos estudiados así como el gran número de resultados gráficos disponibles no pueden
ser incluidos en el presente informe por lo que muchos de ellos se deben ver en los anexos.
VIII.2)
CASOS DE ESTUDIO
Se han analizado una serie de casos (101) que abarcan las principales condiciones del sistema en
cuanto a demanda-generación así como las diferentes condiciones de funcionamiento posibles de la
red eléctrica: con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II y sin ella.
Se han analizado diez eventos distintos: fallas en cuatro puntos críticos del sistema, dos eventos
correspondientes a la desconexión de AGs del PEP así como la totalidad del parque y cuatro tipos de
rampas de viento, para distintas condiciones del sistema, tal como se describe en las siguientes
tablas.
En este informe se reportan los resultados de un total de 101 casos de estudio. La selección de los
casos se corresponde con las condiciones más probables así como las más críticas desde el punto de
vista de la estabilidad de la red eléctrica, en presencia de generación eólica. Adicionalmente, como ya
se ha mencionado y como parte de los resultados de estos estudios, se han generado las bases de
datos y archivos de DIGSILENT Power Factory que permiten analizar cualquier otra condición
deseada. La información se ha procesado de forma de que en este informe técnico se muestra un
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resumen de todos los resultados obtenidos, sin embargo, la mayoría de los resultados y gráficos se
pueden ver en los anexos respectivos.
En la Tabla 38 se describen los tipos de casos y los eventos mencionados.
Tabla 38: Casos y eventos a ser analizados en estabilidad transitoria
CASO A
CASOS B y D
EVENTO
Con conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
Sin conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
LOCALIZACIÓN DEL EVENTO
COMENTARIOS
EVENTO 1
Línea JUDIBANA-PUNTO FIJO II
50% de la línea con apertura de la línea fallada
EVENTO 2
Línea PUNTO FIJO IV-JOSEFA CAMEJO
50% de la línea con apertura de la línea fallada
EVENTO 3
Línea JUDIBANA-PEP (SE PIERDE EL PEP)
50% de la línea con apertura de la línea fallada
EVENTO 4
Línea ISIRO-PUNTO FIJO II
50% de la línea con apertura de la línea fallada
EVENTO 5
Desconexión del 50% de los AG del PEP
Bajo distintas condiciones de generación
EVENTO 6
Desconexión del 100% de los AG del PEP
Bajo distintas condiciones de generación
EVENTO 7
Rampa de viento positiva
vmin = 5 m/s a vmáx = 20 m/s en 60 segundos
EVENTO 8
Rampa de viento negativa
vmáx = 20 m/s a vmin = 5 m/s en 60 segundos
EVENTO 9
Rampa de viento positiva
vmin = 5 m/s a vmáx = 20 m/s en 10 segundos
EVENTO 10
Rampa de viento negativa
vmáx = 20 m/s a vmin = 5 m/s en 10 segundos
VIII.3)
ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE FALLAS EN EL SISTEMA
VIII.3.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA
A continuación, en la Tabla 39 se describen los escenarios y casos de estabilidad transitoria ante fallas
en el sistema. La Tabla 40 y la Tabla 41 muestra la identificación de los casos ante fallas en el sistema
con la RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II (20 casos) y sin ella (21 casos), respectivamente.
Se puede ver que los 41 casos analizados se corresponden con las condiciones de demanda máxima y
con las distintas condiciones de generación probables. Se han incluido aquellos donde está presente la
generación de GENEVAPCA en la red eléctrica. Los casos analizados incluyen los de media y alta
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penetración eólica en la red. Las fallas analizadas son las que tienen mayor probabilidad de ocurrir y
que pueden afectar de forma importante al sistema. Las fallas a ser aplicadas han sido consensuadas
con el personal de PDVSA-CRP y CORPOELEC.
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Tabla 39: Identificación de los casos de estabilidad transitoria
CASO BASE FC
Caso A.1.1
Caso A.2.4
Caso A.2.6
Caso A.3.1
Caso A.3.6
Caso B.1.1
Caso B.2.4
Caso B.2.6
Caso B.3.1
Caso B.3.6
Caso D.3.1
Caso D.3.6
CASOS A - CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (CUATRO FALLAS PARA CADA ESCENARIO)
GENERACIÓN
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ
DEMANDA RESP
JOSEFA CAMEJO
GENEVAPCA (IPP)
No. AG
MW
CONDICIÓN
2 GEN
42 AG - Gen media
32,66
carga MAX / may 2011
2 GEN
54 AG - Gen máxima
71,28
carga MIN / nov 2011
2 GEN
54 AG - Gen máxima
71,28
carga MAX / nov 2011
2 GEN
76 AG - Gen media
53,60
carga MAX / feb 2012
2 GEN
76 AG - Gen máxima
100,32
carga MAX / feb 2012
CASOS B y D- SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (TRES FALLAS PARA CADA EXCENARIO)
2 GEN
42 AG - Gen media
32,66
carga MAX / may 2011
2 GEN
54 AG - Gen máxima
71,28
carga MIN / nov 2011
2 GEN
54 AG - Gen máxima
71,28
carga MAX / nov 2011
2 GEN
76 AG - Gen media
53,60
carga MAX / feb 2012
2 GEN
76 AG - Gen máxima
100,32
carga MAX / feb 2012
2 GEN
1
76 AG - Gen máxima
53,60
carga MAX / feb 2012
2 GEN
1
76 AG - Gen máxima
100,32
carga MAX / feb 2012
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
MW (FP =
0,9)
368,03
275,71
375,97
355,90
355,90
368,03
275,71
375,97
355,90
355,90
355,90
355,90
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FUNINDES-USB No. 56-2452
Tabla 40: Identificación de los casos (fallas): RESP con conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 1 AL 4
ANÁLISIS DE FALLAS EN LA RESP (20 CASOS)
RESP CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE DEL CASO DE ET
1
ET CASO 1
2
ET CASO 2
3
ET CASO 3
4
ET CASO 4
5
ET CASO 5
6
ET CASO 6
7
ET CASO 7
8
ET CASO 8
9
ET CASO 9
10
ET CASO 10
11
ET CASO 11
12
ET CASO 12
13
ET CASO 13
14
ET CASO 14
15
ET CASO 15
16
ET CASO 16
17
ET CASO 17
18
ET CASO 18
19
ET CASO 19
20
ET CASO 20
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
CASO BASE FC
Caso A.1.1
Caso A.2.4
Caso A.2.6
Caso A.3.1
Caso A.3.6
EVENTO
Evento 1
Evento 2
Evento 3
Evento 4
Evento 1
Evento 2
Evento 3
Evento 4
Evento 1
Evento 2
Evento 3
Evento 4
Evento 1
Evento 2
Evento 3
Evento 4
Evento 1
Evento 2
Evento 3
Evento 4
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Tabla 41: Identificación de los casos (fallas): RESP sin conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 1 AL 4
ANÁLISIS DE FALLAS EN LA RESP (21 CASOS)
RESP SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE
CASO BASE FC
EVENTO
DEL CASO DE ET
21 ET CASO 21
Evento 1
22 ET CASO 22
Caso B.1.1
Evento 2
23 ET CASO 23
Evento 3
24 ET CASO 24
Evento 1
Caso B.2.4
25 ET CASO 25
Evento 2
26 ET CASO 26
Evento 3
27 ET CASO 27
Evento 1
Caso B.2.6
28 ET CASO 28
Evento 2
29 ET CASO 29
Evento 3
30 ET CASO 30
Evento 1
Caso B.3.1
31 ET CASO 31
Evento 2
32 ET CASO 32
Evento 3
33 ET CASO 33
Evento 1
Caso B.3.6
34 ET CASO 34
Evento 2
35 ET CASO 35
Evento 3
36 ET CASO 36
Evento 1
Caso D.3.1
37 ET CASO 37
Evento 2
38 ET CASO 38
Evento 3
39 ET CASO 39
Evento 1
40 ET CASO 40
Evento 2
Caso D.3.6
41
ET CASO 41
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
Evento 3
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VIII.3.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA
En la Figura 81 y Figura 82 se muestran los ángulos de carga máximos de las máquinas en la oscilación post-falla (Tfalla=100ms) y los
tiempos de estabilización para los 41 casos analizados. En todos los casos el sistema es estable desde el punto de vista de la estabilidad de
ángulos. Sin embargo, se puede apreciar que los casos donde la RESP está desconectada del SIN son más críticos.
Desde la Figura 83 hasta la Figura 90 se muestran las desviaciones de frecuencia ( fmáx.), las frecuencias mínimas y máximas que se
alcanzan durante la oscilación post-falla así como los tiempos de estabilización de la frecuencia en los 41 casos analizados. Se puede
apreciar que en muchos casos las desviaciones de frecuencia superan ligeramente el margen de ±1% establecido. Sin embargo se puede
ver que las desviaciones no son realmente importantes (la máxima desviación obtenida es de 1,56%) y se puede considerar que el sistema
es estable, desde el punto de vista de la frecuencia.
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100,0
91,3
90,0
BD
A
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,5
10,0
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 9
ET CASO 10
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
0,0
ET CASO 1
VALOR MÁXIMO DEL LA DESVIACIÓN DE ÁNGULOS EN GRADOS
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE LOS ÁNGULOS DE LAS MÁQUINAS DEL
SISTEMA EN LA OSCILACIÓN POST-FALLA (Tfalla = 100 ms)
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 81:
máx.
de las máquinas en la oscilación post-falla (Tfalla=100ms)
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA OSCILACIÓN POST-FALLA DE LOS
ÁNGULOS DE LAS MÁQUINAS DEL SISTEMA (Tfalla = 100 ms)
700,00
631,06
TIEMPO EN SEGUNDOS
600,00
BD
A
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
15,41
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 9
ET CASO 10
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0,00
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 82: Tiempo de estabilización de la oscilación post-falla de
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de las máq. (Tfalla=100ms)
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1,6%
1,47%
1,4%
1,2%
1,0%
0,8%
0,6%
0,4%
0,2%
0,09%
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
0,0%
ET CASO 1
DESVIACIÓN % DE LA FRECUENCIA RESPECTOA A 60 Hz
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE FRECUENCIA (CON RESPECTO A 1pu)
EN LOS CASOS CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (T falla = 100 ms)
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 83: fmáx. post-falla de los casos C/C ISIRO (Tfalla=100ms)
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FUNINDES-USB No. 56-2452
1,56%
1,6%
1,4%
1,2%
1,0%
0,8%
0,6%
0,36%
0,4%
0,2%
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
0,0%
ET CASO 21
DESVIACIÓN % DE LA FRECUENCIA RESPECTOA A 60 Hz
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE FRECUENCIA (CON RESPECTO A 1 pu)
LOS CASOS SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 84: fmáx. post-falla de los casos S/C ISIRO ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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FRECUENCIA MÍNIMA POST-FALLA EN LOS CASOS CON CONEXIÓN ISIROPUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
1,010
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,005
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA ES SUPERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
1,000
0,995
0,990
0,985
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA ES INFERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0,980
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 85: fmín. post-falla de los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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FRECUENCIA MÍNIMA POST-FALLA EN LOS CASOS SIN CONEXIÓN ISIROPUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
1,010
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA ES SUPERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,005
1,000
0,995
0,990
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA ES INFERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
0,985
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0,980
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 86: fmín. post-falla de los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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FRECUENCIA MÁXIMA POST-FALLA EN LOS CASOS CON CONEXIÓN ISIROPUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
1,020
SUPERA EL 101% DE LA FRECUENCIA NOMINAL
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,015
1,010
1,005
1,000
0,995
0,990
0,985
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0,980
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 87: fmáx. post-falla de los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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FRECUENCIA MÁXIMA POST-FALLA EN LOS CASOS SIN CONEXIÓN ISIROPUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
1,020
SUPERA EL 101% DE LA FRECUENCIA NOMINAL
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,015
1,010
1,005
1,000
0,995
0,990
0,985
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0,980
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 88: fmáx. post-falla de los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA FRECUENCIA EN LOS CASOS CON
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
600
503,82
Tiempo den segundos
500
400
300
200
100
10,40
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 89: Tiempo de estabilización de f en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA FRECUENCIA EN LOS CASOS SIN CONEXIÓN
ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
700
645,19
Tiempo den segundos
600
500
400
300
200
100
16,86
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 90: Tiempo de estabilización de f en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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En la Figura 91 y la Figura 92 se muestran las desviaciones (%) de voltaje ( Vmáx) post-falla en los casos con la RESP conectado al SIN y
sin dicha conexión, para Tfalla = 100 ms ). En algunos casos, especialmente cuando no existe la conexión con el SIN no se cumplen con los
criterios de estabilidad de tensiones. Se obtienen desviaciones de tensión de hasta un 48%, siendo el máximo de 20%, establecido en los
criterios. Los casos donde la RESP está desconectada del SIN son más críticos.
Desde la Figura 93 hasta la Figura 99 se muestran las tensiones mínimas (Vmín.) y máximas (Vmín) post-falla en todos los casos analizados
así como los tiempos de estabilización de los voltajes.
Se puede ver, al igual que lo indican las figuras anteriores, que las depresiones del voltaje en la oscilación postfalla son importantes en
varios de los casos analizados, especialmente en los más críticos y cuando el sistema es débil y opera desconectado del Sistema
Interconectado Nacional. En varios casos los tiempos de estabilización son altos, obteniéndose un máximo de 426 segundos. En cuanto a
los picos máximos de las tensiones se puede decir que no se presenta ninguna situación de sobre-voltaje porque todos están dentro de los
límites establecidos.
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EN SISTEMAS INDUSTRIALESDEELECTRÓNICA DEPOTENCIA
ESTUDIO DE IMPACTO DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ. Contrato Nro. 4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto
FUNINDES-USB No. 56-2452
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE TENSIÓN EN LOS CASOS CON
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
34,5 kV
ET CASO 11
ET CASO 10
115 kV
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
230 kV
0,00%
-5,00%
DESVIACIÓN % DE LA TENSIÓN
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
-30,00%
-35,00%
CASOS QUE NO CUMPLEN EL
CRITERIO DE ESTABILIDAD
DE VOLTAJES
-40,00%
-45,00%
-47,97%
-50,00%
Figura 91: Vmáx. post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE TENSIÓN EN LOS CASOS SIN
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
34,5 kV
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
115 kV
0,00%
-5,00%
DESVIACIÓN % DE LA TENSIÓN
-10,00%
-15,00%
-20,00%
-25,00%
-30,00%
-35,00%
-40,00%
CASOS QUE NO CUMPLEN
EL CRITERIO DE
ESTABILIDAD
DE VOLTAJES
-45,00%
-48,40%
-50,00%
Figura 92: Vmáx. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TENSIÓN MÍNIMA DE LA OSCILACIÓN POST-FALLA EN LOS CASOS CON
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
230 kV
115 kV
34,5 kV
1,00
TENSIÓN EN POR UNIDAD
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,72
0,70
0,65
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0,60
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 93: Vmín. post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TENSIÓN MÍNIMA DE LA OSCILACIÓN POST-FALLA EN LOS CASOS SIN
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
115 kV
34,5 kV
1,00
TENSIÓN EN POR UNIDAD
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,71
0,70
0,65
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0,60
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 94: Vmín. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TENSIÓN MÁXIMA DE LA OSCILACIÓN POST-FALLA EN LOS CASOS CON
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
230 kV
115 kV
34,5 kV
1,20
TENSIÓN EN POR UNIDAD
1,15
1,10
1,06
1,05
1,00
0,95
0,90
0,85
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0,80
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 95: Vmáx.. post-falla post-falla en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TENSIÓN MÁXIMA DE LA OSCILACIÓN POST-FALLA EN LOS CASOS SIN
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
115 kV
34,5 kV
1,20
TENSIÓN EN POR UNIDAD
1,15
1,10
1,05
1,03
1,00
0,95
0,90
0,85
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0,80
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 96: Vmáx.. post-falla en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LAS TENSIONES EN LOS CASOS CON
CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
230 kV
115 kV
34,5 kV
450
426,60
400
Tiempo den segundos
350
300
250
200
150
100
50
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 10
ET CASO 9
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 97: Tiempo de estabilización de las tensiones en los casos C/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LAS TENSIONES EN LOS CASOS SIN CONEXIÓN
ISIRO-PUNTO FIJO II (Tfalla = 100 ms)
115 kV
34,5 kV
700
619,20
Tiempo den segundos
600
500
400
300
200
100
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
0
CASOS B y D: SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 98: Tiempo de estabilización de las tensiones en los casos S/C ISIRO-PF2 (Tfalla=100ms)
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Las fallas analizadas (falla en 4 puntos distintos del sistema) son de 100 ms de duración. Sin embargo, en las siguientes tres figuras
(Figura 99 a la Figura 101) se muestran los tiempos críticos calculados para los distintos criterios de estabilidad. Como se sabe los tiempos
críticos son los tiempos de duración de falla que ocasionan la pérdida de estabilidad. Se han calculado los tiempos críticos usando tres
criterios distintos: tiempos críticos que ocasionan la pérdida del parque eólico (Figura 99), tiempos críticos de pérdida de estabilidad de
ángulos (Figura 100) y tiempos críticos de pérdida de estabilidad de tensiones (Figura 101).
Se puede ver que hay muchos casos donde los tiempos son menores a 100 ms, especialmente en los tiempos críticos de pérdida de
estabilidad de tensiones.
.
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TIEMPOS CRÍTICOS (PÉRDIDA DEL PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ)
TIEMPO DE DURACIÓN DE LA FALLA (ms)
1000
950,0
900
EN LOS CASOS DE LA FALLA JUDIBANA-PARQUE EÓLICO CON
APERTURA DE LA LÍNEA, OBVIAMENTE EL PARQUE SE PIERDE,
ASÍ COMO LA CARGA DE LOS TAQUES (CASOS 3, 7, 11, ETC.)
Tiempo den mili-segundos
800
700
600
By D
A
500
400
300
200
100
25,0
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 9
ET CASO 10
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 99: Tiempos críticos bajo el criterio de pérdida del PEP (Tcrítico = Tfalla)
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TIEMPOS CRÍTICOS (CRITERIO DE ESTABILIDAD DE ÁNGULOS)
TIEMPO DE DURACIÓN DE LA FALLA (ms)
2500
2355,0
Tiempo den mili-segundos
2000
1500
ByD
A
1000
500
345,0
100 ms
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 9
ET CASO 10
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 100: Tiempos críticos bajo el criterio de estabilidad de ángulos (Tcrítico = Tfalla)
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TIEMPOS CRÍTICOS (CRITERIO DE ESTABILIDAD DE TENSIONES)
TIEMPO DE DURACIÓN DE LA FALLA (ms)
1165,0
1200
ByD
A
Tiempo den mili-segundos
1000
800
600
400
200
100 ms
40,0
ET CASO 41
ET CASO 40
ET CASO 39
ET CASO 38
ET CASO 37
ET CASO 36
ET CASO 35
ET CASO 34
ET CASO 33
ET CASO 32
ET CASO 31
ET CASO 30
ET CASO 29
ET CASO 28
ET CASO 27
ET CASO 26
ET CASO 25
ET CASO 24
ET CASO 23
ET CASO 22
ET CASO 21
ET CASO 20
ET CASO 19
ET CASO 18
ET CASO 17
ET CASO 16
ET CASO 15
ET CASO 14
ET CASO 13
ET CASO 12
ET CASO 11
ET CASO 9
ET CASO 10
ET CASO 8
ET CASO 7
ET CASO 6
ET CASO 5
ET CASO 4
ET CASO 3
ET CASO 2
ET CASO 1
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 101: Tiempos críticos bajo el criterio de estabilidad de tensiones (Tcrítico = Tfalla)
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VIII.3.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE FALLAS EN EL SISTEMA
Como se puede ver en los resultados, los casos de generación eólica máxima y demanda máxima
muestran ser los más críticos en cuanto a la estabilidad de tensiones, especialmente con fallas en la
Línea JUDIBANA-PUNTO FIJO II (EVENTO 1) y en la Línea PUNTO FIJO IV-JOSEFA CAMEJO (EVENTO
2)
En muchos casos el sistema muestra ser inestable en tensiones ante fallas en la red cuando NO
EXISTE la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II. En muchos casos el sistema muestra ser inestable en
frecuencia, ante fallas en la red, cuando NO EXISTE la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II. Estos casos
se pueden considerar como contingencia doble (la RESP está desconectada del SIN y ocurre una
falla).
En los casos que NO EXISTE conexión ISIRO-PUNTO FIJO II es indispensable la regulación automática
de P-f en la planta Josefa Camejo.
Las fallas ISIRO-PUNTO FIJO II con despeje de la línea así como la falla JUDIBANA-PEP (con despeje
de la línea) no son críticas con relación a la estabilidad de tensiones y frecuencia de la RESP (siempre
que se disponga de regulación automática en Josefa Camejo).
En todos los casos analizados el sistema es estable desde el punto de vista de los ángulos de las
máquinas presentes en el sistema, sin embargo el sistema muestra ser débil en cuanto a las
tensiones de la red, en condiciones críticas de operación (demandas máximas y sistema aislado del
SIN).
VIII.4)
ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP
VIII.4.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP
A continuación se describen los escenarios y casos de estabilidad transitoria ante la desconexión de
AG y del PEP (eventos 5 y 6 antes descritos).
La Tabla 42 y la Tabla 43 muestran la identificación de los casos con la RESP con la conexión ISIROPUNTO FIJO II (10 casos) y sin ella (14 casos), respectivamente.
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Tabla 42: Casos (desconexión de AGs): RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 5 Y 6
DESCONEXIÓN DE AEROGENERADORES y DEL PEP (10 CASOS)
RESP CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE
CASO BASE FC
EVENTO
DEL CASO DE ET
42 ET CASO 42
Evento 5
Caso A.1.1
43 ET CASO 43
Evento 6
44 ET CASO 44
Evento 5
Caso A.2.4
45 ET CASO 45
Evento 6
46 ET CASO 46
Evento 5
Caso A.2.6
47 ET CASO 47
Evento 6
48 ET CASO 48
Evento 5
Caso A.3.1
49 ET CASO 49
Evento 6
50 ET CASO 50
Evento 5
Caso A.3.6
51 ET CASO 51
Evento 6
Tabla 43: Casos (desconexión de AGs): RESP sin la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 5 Y 6
DESCONEXIÓN DE AEROGENERADORES y DEL PEP (14 CASOS)
RESP SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE
CASO BASE FC
EVENTO
DEL CASO DE ET
52 ET CASO 52
Evento 5
Caso B.1.1
53 ET CASO 53
Evento 6
54 ET CASO 54
Evento 5
Caso B.2.4
55 ET CASO 55
Evento 6
56 ET CASO 56
Evento 5
Caso B.2.6
57 ET CASO 57
Evento 6
58 ET CASO 58
Evento 5
Caso B.3.1
59 ET CASO 59
Evento 6
60 ET CASO 60
Evento 5
Caso B.3.6
61 ET CASO 61
Evento 6
62 ET CASO 62
Evento 5
Caso D.3.1
63 ET CASO 63
Evento 6
64 ET CASO 64
Evento 5
Caso D.3.6
65 ET CASO 65
Evento 6
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4620008690 - PDVSA-CRP y FUNINDES-USB. Proyecto FUNINDES-USB No. 56-2452
VIII.4.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE LA DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP
En la Figura 102, Figura 103, Figura 104 y la Figura 105 se muestran las desviaciones de frecuencia
( fmáx.), la frecuencias máximas y mínimas así como los tiempos de estabilización de la frecuencia en
todos los casos de desconexión del PEP analizados. En los resultados se hace evidente que estas
desviaciones son importantes o muy importantes cuando la RESP opera desconectada del SIN, como
es de esperarse. Se debe resaltar que, para hacer el análisis en estos casos, se ha modelado un
control de tensión-frecuencia en la planta Josefa Camejo. Dicho sistema de control y sus ajustes han
sido obtenidos y consensuados con personal técnico de FUNDELEC y CORPOELEC y son los usados en
los estudios de estabilidad que normalmente se realizan en el sistema. El sistema de control modelado
se corresponde con el usado en otras plantas similares a la planta Josefa Camejo.
En los resultados se hace evidente que la desconexión del PEP puede producir desviaciones de
frecuencia importantes, mayores al 2% en los casos más críticos.
Cuando la RESP opera conectada al SIN no se aprecian problemas importantes en la frecuencia de
la red ante un evento de desconexión del PEP.
.
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VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE FRECUENCIA POST-EVENTO EN LOS
CASOS ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
DESVIACIÓN % DE LA FRECUENCIA RESPECTOA A 60 Hz
2,50%
+2
%
2,00%
CASI TODOS LOS CASOS B (sin ISIRO)
(EVENTOS: desconexión del PEP)
MUESTRAN SER INESTABLES DESDE EL
PUNTO DE VISTA DE LA
OSCILACIÓN DE FRECUENCIA
TODOS LOS CASOS A (con ISIRO)
(EVENTOS: desconexión del PEP)
MUESTRAN SER ESTABLES DESDE EL
PUNTO DE VISTA DE LA
OSCILACIÓN DE FRECUENCIA
1,50%
+1 %
1,00%
A
BD
0,50%
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0,00%
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 102: fmáx. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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FRECUENCIA MÍNIMA POST-EVENTO EN LOS CASOS ANALIZADOS
(DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
1,05
A
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA
ES SUPERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
BD
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,00
0,95
0,90
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA ES INFERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
0,85
TODOS LOS CASOS A (con ISIRO)
(EVENTOS: desconexión del PEP)
MUESTRAN SER ESTABLES DESDE EL
PUNTO DE VISTA DE LA
OSCILACIÓN DE FRECUENCIA
0,80
0,75
CASI TODOS LOS CASOS B (sin ISIRO)
(EVENTOS: desconexión del PEP)
MUESTRAN SER INESTABLES DESDE EL
PUNTO DE VISTA DE LA
OSCILACIÓN DE FRECUENCIA
0,70
0,68
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0,65
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 103: fmín.. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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FRECUENCIA MÁXIMA POST-EVENTO EN LOS CASOS ANALIZADOS
(DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
1,010
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
EN NINGÚN CASO SE SUPERA EL 101%
DE LA FRECUENCIA NOMINAL
A
1,005
BD
1,003
1,000
0,995
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0,990
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 104: fmáx. post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA OSCILACIÓN DE FRECUENCIA POSTEVENTO EN LOS CASOS ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
250
A
ByD
214,00
Tiempo den segundos
200
150
100
50
12,00
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 105: Tiempos de estabilización de la frecuencia en todos los casos de desconexión del PEP
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De la Figura 108 a la Figura 111 se muestran las desviaciones de tensión ( Vmáx.) las tensiones máximas y mínimas así como los tiempos
de estabilización de las tensiones en todos los casos de desconexión del PEP (o de parte del PEP). La desviación máxima de voltaje
obtenido es menor al 12% y las tensiones mínimas superan ampliamente el 80% de las tensiones nominales por lo que se puede decir que
el sistema es estable desde el punto de vista de los voltajes ante eventos de desconexión del PEP.
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VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE TENSIÓN POST-EVENTO EN LOS
CASOS ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
34,5 kV
ET CASO 54
ET CASO 53
115 kV
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
230 kV
4,00%
2,00%
A
ByD
DESVIACIÓN % DE LA TENSIÓN
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
EL V MÁXIMO EN LOS
CASOS ANALIZADOS
ES DEL 11,63%
-8,00%
-10,00%
-12,00%
-11,63%
-14,00%
Figura 106: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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TENSIÓN MÍNIMA DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO EN LOS CASOS
ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
230 kV
115 kV
34,5 kV
1,05
A
ByD
1,00
TENSIÓN EN POR UNIDAD
0,95
0,90
0,88
0,85
0,80
0,75
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0,70
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 107: Vmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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TENSIÓN MÁXIMA DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO EN LOS CASOS
ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
TENSION MÁXIMA 230kV
TENSIÓN MÁXIMA 115kV
TENSIÓN MÁXIMA 34.5kV
1,20
A
ByD
TENSIÓN EN POR UNIDAD
1,15
1,10
1,06
1,05
1,00
0,95
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0,90
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 108: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA OSCILACIÓN DE TENSIONES POST-EVENTO
EN LOS CASOS ANALIZADOS (DESCONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO)
A
140
230 kV
115 kV
34.5 kV
ByD
128,00
120
Tiempo den segundos
100
80
60
40
17,00
20
ET CASO 65
ET CASO 64
ET CASO 63
ET CASO 62
ET CASO 61
ET CASO 60
ET CASO 59
ET CASO 58
ET CASO 57
ET CASO 56
ET CASO 55
ET CASO 54
ET CASO 53
ET CASO 52
ET CASO 51
ET CASO 50
ET CASO 49
ET CASO 48
ET CASO 47
ET CASO 46
ET CASO 45
ET CASO 44
ET CASO 43
ET CASO 42
0
CASOS CON Y SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
Figura 109: Tiempo de estabilización de V en todos los casos de desconexión del PEP
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VIII.4.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS: DESCONEXIÓN DE AG Y DEL PEP
La desconexión del PEP o de parte del PEP no produce inestabilidad CUANDO EXISTE la conexión
ISIRO-PUNTO FIJO II.
La desconexión del PEP o de parte del PEP afecta muy poco las tensiones (todos los casos cumplen
con el criterio de estabilidad de voltajes), aun cuando no existe la conexión ISIRO-PUNTO FIJO
II (Contingencia).
La desconexión del PEP o de parte del PEP produce inestabilidad de frecuencia cuando no existe la
conexión ISIRO-PUNTO FIJO II. Tal como se ha mencionado, estos casos se pueden considerar como
una doble contingencia.
Obviamente que en los casos que NO EXISTE conexión ISIRO-PUNTO FIJO II es indispensable la
regulación automática de P-f en la planta Josefa Camejo.
VIII.5)
ESTABILIDAD TRANSITORIA ANTE RAMPAS DE VIENTO
VIII.5.A) CASOS DE ESTUDIO DE ESTABILIDAD ANTE EVENTOS DE RAMPAS DE VIENTO
A continuación se describen los escenarios y casos de estabilidad transitoria ante eventos de rampas
de viento y la consecuente variación de potencia generada en el PEP. La Tabla 44 y la Tabla 45
muestran la identificación de los casos con la RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II (20 casos) y
sin ella (20 casos), respectivamente.
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Tabla 44: Casos (rampas de viento): RESP con la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 7 AL 10
RAMPAS DE VIENTO / FLUCTUACIONES DE POTENCIA (16 CASOS)
RESP CON CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE DEL CASO DE ET
66
ET CASO 66
67
ET CASO 67
68
ET CASO 68
69
ET CASO 69
70
ET CASO 70
71
ET CASO 71
72
ET CASO 72
73
ET CASO 73
74
ET CASO 74
75
ET CASO 75
76
ET CASO 76
77
ET CASO 77
78
ET CASO 78
79
ET CASO 79
80
ET CASO 80
81
ET CASO 81
CASO BASE FC
Caso A.1.1
Caso A.2.4
Caso A.2.6
Caso A.3.1
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
EVENTO
Evento 7
Evento 8
Evento 9
Evento 10
Evento 7
Evento 8
Evento 9
Evento 10
Evento 7
Evento 8
Evento 9
Evento 10
Evento 7
Evento 8
Evento 9
Evento 10
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Tabla 45: Casos (rampas de viento): RESP sin la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
IDENTIFICACIÓN DE LOS CASOS: EVENTOS 7 AL 10
RAMPAS DE VIENTO / FLUCTUACIONES DE POTENCIA (20 CASOS)
RESP SIN CONEXIÓN ISIRO-PUNTO FIJO II
NO. Y NOMBRE DEL CASO DE
CASO BASE FC
EVENTO
ET
82
ET CASO 82
Evento 7
83
ET CASO 83
Evento 8
Caso B.1.1
84
ET CASO 84
Evento 9
85
ET CASO 85
Evento 10
86
ET CASO 86
Evento 7
87
ET CASO 87
Evento 8
Caso B.2.4
88
ET CASO 88
Evento 9
89
ET CASO 89
Evento 10
90
ET CASO 90
Evento 7
91
ET CASO 91
Evento 8
Caso B.2.6
92
ET CASO 92
Evento 9
93
ET CASO 93
Evento 10
94
ET CASO 94
Evento 7
95
ET CASO 95
Evento 8
Caso B.3.1
96
ET CASO 96
Evento 9
97
ET CASO 97
Evento 10
98
ET CASO 98
Evento 7
99
ET CASO 99
Evento 8
Caso D.3.1
100
ET CASO 100
Evento 9
101
ET CASO 101
Evento 10
VIII.5.B) RESULTADOS DE ESTABILIDAD ANTE EVENTOS DE RAMPAS DE VIENTO
En las siguientes diez figuras (de la Figura 110 a la Figura 120) se muestran las desviaciones de
ángulos de las máquinas ( máx.), de frecuencia ( fmáx) y tensión ( Vmáx.) así como los valores
mínimos y máximos de las tensiones y frecuencias así como los tiempos de estabilización en todos los
casos de eventos de rampas de viento analizadas.
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30,0
BD
A
25,0
25,6
20,0
15,0
10,0
5,0
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
-5,0
ET CASO 67
0,0
ET CASO 66
VALOR MÁXIMO DEL LA DESVIACIÓN DE ÁNGULOS EN GRADOS
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE LOS ÁNGULOS DE LAS MÁQUINAS
DEL SISTEMA EN LA OSCILACIÓN POST-EVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 110:
máx.
de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO DE LOS
ÁNGULOS DE LAS MÁQUINAS (RAMPAS DE VIENTO)
60,00
52,00
TIEMPO EN SEGUNDOS
50,00
BD
A
40,00
30,00
20,00
10,00
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,00
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 111: Tiempo de estabilización de
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
de las máquinas todos los casos de rampas de viento
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FUNINDES-USB No. 56-2452
VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE FRECUENCIA POST-EVENTO
(RAMPAS DE VIENTO)
2,60%
BD
A
2,500%
2,000%
1,500%
1,000%
0,500%
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
0,000%
ET CASO 66
DESVIACIÓN % DE LA FRECUENCIA RESPECTOA A 60 Hz
3,000%
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 112: fmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FRECUENCIA MÍNIMA POST-EVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
1,010
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,005
BD
A
CASOS DONDE LA FRECUENCIA
MÍNIMA ES SUPERIOR AL 99%
DE LA NOMINAL
1,000
0,995
0,990
0,985
CASOS DONDE LA FRECUENCIA MÍNIMA
ES INFERIOR AL 99% DE LA NOMINAL
ET CASO 101
ET CASO 99
ET CASO 100
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,980
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 113: fmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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FRECUENCIA MÁXIMA POST-EVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
1,020
SUPERA EL 101% DE LA FRECUENCIA NOMINAL
FRECUENCIA EN POR UNIDAD
1,015
1,014
BD
A
1,010
1,005
1,000
0,995
0,990
0,985
ET CASO 101
ET CASO 99
ET CASO 100
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,980
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 114: fmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO DE LA
FRECUENCIA (RAMPAS DE VIENTO)
60
Tiempo den segundos
BD
A
50
50,00
40
30
20
10
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 115: Tiempo de estabilización de f todos los casos de rampas de viento
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VALOR MÁXIMO DE LA DESVIACIÓN DE TENSIÓN POST-EVENTO (RAMPAS DE
VIENTO)
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
34,5 kV
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
115 kV
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
230 kV
4,00%
DESVIACIÓN % DE LA TENSIÓN
2,00%
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
-7,19%
-8,00%
Figura 116: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
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TENSIÓN MÍNIMA DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
230 kV
115 kV
34,5 kV
1,00
TENSIÓN EN POR UNIDAD
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
0,65
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,60
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 117: Vmín. de la oscilación post-evento en todos los casos de rampas de viento
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TENSIÓN MÁXIMA DE LA OSCILACIÓN POST-EVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
230 kV
115 kV
34,5 kV
1,20
TENSIÓN EN POR UNIDAD
1,15
1,10
1,05
1,00
0,98
0,95
0,90
0,85
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,80
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 118: Vmáx. de la oscilación post-evento en todos los casos de desconexión del PEP
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN DE LAS TENSIONES DE LA OSCILACIÓN POSTEVENTO (RAMPAS DE VIENTO)
230 kV
115 kV
34,5 kV
30
25,00
Tiempo den segundos
25
20
15
10
5
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 119: Tiempo de estabilización de V en todos los casos de rampas de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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VELOCIDAD DE LOS AEROGENERADORES (RAMPAS DE VIENTO)
w MÁX
max =
DESVIACIÓN % DE LA VELOCIDAD DE LOS AG
1,070
1,0625 = 1,05*1821/1800
1,050
ByD
A
1,030
1,026
1,010
0,990
0,970
0,950
0,930
ET CASO 101
ET CASO 100
ET CASO 99
ET CASO 98
ET CASO 97
ET CASO 96
ET CASO 95
ET CASO 94
ET CASO 93
ET CASO 92
ET CASO 91
ET CASO 90
ET CASO 89
ET CASO 88
ET CASO 87
ET CASO 86
ET CASO 85
ET CASO 84
ET CASO 83
ET CASO 82
ET CASO 81
ET CASO 80
ET CASO 79
ET CASO 78
ET CASO 77
ET CASO 76
ET CASO 75
ET CASO 74
ET CASO 73
ET CASO 72
ET CASO 71
ET CASO 70
ET CASO 69
ET CASO 68
ET CASO 67
ET CASO 66
0,910
CASOS A: CON CONEXIÓN ISIRO-PF II / CASOS B y D SIN CONEXIÓN ISIRO-PF II
Figura 120: Velocidad de los AGs en todos los casos de rampas de viento
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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VIII.5.C) ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS: RAMPAS DE VIENTO
Las rampas de viento aplicadas y analizadas han sido estimadas mediante los datos de viento
entregados por PDVSA-CRP para realizar los estudios. Sin embargo la información recibida
corresponde a los valores medios de las mediciones de viento en la zona y las rampas aplicadas se
han determinado de forma aproximada.
En ninguno de los casos analizados se presentan problemas de estabilidad (de ángulos, frecuencias o
voltajes) ante este tipo de eventos. Sin embargo, como se ha determinado para todos los estudios de
estabilidad anteriormente analizados, los casos más críticos resultan ser los de la RESP desconectada
del SIN. Esta situación es obvia dado que en dicha condición el sistema es más débil y el control de
frecuencia-voltaje lo hace la planta Josefa Camejo.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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IX)
RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS
A continuación se presentan los resultados del estudio para la verificación de los valores de
sobretensiones de origen atmosférico (STA) y sobretensiones de maniobra (STM) que pueden
presentarse en el Parque Eólico Paraguaná (PEP) en su conjunto (según los alcances propuestos y tal
como se ha descrito en la Memoria del Proyecto [1]).
IX.1)
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS (STA)
IX.1.A)
ALCANCE Y CASOS DE ESTUDIO DE STA
Se han considerado las líneas que provienen de las S/E´s JUDIBANA y LOS TAQUES, la S/E
34,5/115kV Parque Eólico Paraguaná (PEP) y el sistema de distribución en 34,5kV desde dicha
subestación hasta cada una de las unidades de generación (AG) que forman parte del conjunto.
El estudio de STA se divide en dos los escenarios, en cuanto al equipamiento y al origen de la
perturbación:
1. Subestación 115/34,5kV PEP
2. Circuitos de generadores en 34,5kV y 690V
El alcance del estudio consiste en verificar la afectación del equipamiento que compone el PEP, ante la
ocurrencia de descargas atmosféricas. Para ello, se realizarán simulaciones digitales del sistema y se
determinarán las sobretensiones que se pueden originar sobre los equipos o nodos críticos (motores,
transformadores, cables, subestación, etc.).
En función a los valores de estas sobretensiones, a las características de aislamiento de los equipos
del sistema (CFO y BIL) y a la propia actividad de rayos en la zona, se determinan la tasa de retorno
(TR) o años entre fallas esperadas en la instalación.
Por las características propias del sistema, el estudio se divide en dos partes sobre las que se
muestran resultados y análisis individuales:
La primera parte abarca el análisis del parque generador con todos sus componentes
eléctricos, el sistema de baja tensión y de media tensión en 34,5kV de la subestación PEP.
La segunda parte comprende la llegada de las líneas en 115kV y los equipos de la subestación
expuestos a la incidencia de las descargas atmosféricas a ese nivel de tensión en la
subestación PEP.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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IX.1.B)
METODOLOGÍA SEGUIDA EN LOS ESTUDIOS DE STA
Se han seguido los siguientes pasos, a fin de lograr el alcance planteado:
Levantamiento de la información del sistema:
o
Características y especificaciones del equipamiento.
o
Distribución geográfica (distancias y topologías)
o
Datos del aislamiento y características particulares.
Modelación de los componentes del PEP en un programa especializado para el cálculo de los
transitorios electromagnéticos (en este caso se emplea el programa ATP/EMTP, del que se
dispone de la licencia original de uso por parte de la USB). La representación circuital es la
adecuada para el tipo de fenómeno a simular (descargas atmosféricas), que se encuentra en
cuanto a frecuencia en el orden de los cientos de kHz. Para ello, se seguirán las pautas
recomendadas en el documento del WG 33 de CIGRE y artículos emanados por Wind
Generation (WG) de IEEE. Se puede mencionar, el IEEE PES Wind Plant Collector System
Design Working Group, en su trabajo titulado “Wind Power Plant Grounding, Overvoltage
protection, and Insulation Coordination”, publicado en 2009.
Planteamiento de los escenarios de estudio: conocida la topología de la red, se buscan
aquellos estados que impliquen las mayores sobretensiones esperadas. Para cada sección en
particular, se plantearán dichas condiciones particulares.
Recopilación de resultados para su posterior análisis y determinación de las condiciones críticas
que podrían ocasionar fallas en el sistema.
Determinación de las tasas de retorno (TR) para cada sección.
Análisis de resultados y conclusiones.
IX.1.C)
STA SOBRE LOS AEROGENERADORES DEL PEP (STA-AG)
IX.1.C.1
Introducción y alcance (STA-AG)
Se verifica el sistema ante impactos de rayos que ocurran directamente sobre los AG y su interacción
con el resto del sistema de potencia del PEP. Se plantean los modelos correspondientes para simular
las condiciones del sistema cuando un rayo impacta, sobre las palas o góndola del AG, como se
muestra en la Figura 121.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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Figura 121: Tipos de impactos de rayos a ser estudiados (estudio de STA)
Estas condiciones de impacto, son analizadas con el aerogenerador interactuando y conectado con el
resto del parque, para considerar su influencia sobre el resto de los equipos del sistema.
Se hacen ciertas aproximaciones producto del alcance del estudio planteado: no se consideran daños
a la estructura (palas, torre, góndola, etc.), puesto que no se dispone los datos y se supone que el
parque ha sido dimensionado para la locación particular.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES- USB
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El alcance del estudio de STA consiste en calcular y analizar las sobretensiones que pueden originarse
debido al impacto de rayos en cualquiera de los AGs del sistema y sobre los nodos a los que están
conectados equipos críticos.
Los equipos críticos son: el Generador Eléctrico, el Transformador de potencia (lado de AT y de BT)
del generador y la Barra de 34,5kV de la S/E PEP.
Para lograr este alcance, se siguen los pasos indicados en la metodología general descrita en este
informe y los aspectos resaltantes se muestran en los siguientes puntos.
IX.1.C.2
Descripción del sistema para los estudios de STA
El PEP está compuesto por una subestación de 34,5 /115kV, a la que llegan ocho circuitos de 34,5kV,
que agrupan eléctricamente a 76 AGs de 1,32kW cada uno y salen dos circuitos de 115kV, hacia las
S/E Judibana y Los Taques.
Los 76 AGs están dispuestos en ocho filas de 10 ó 9 unidades cada una. Cada fila corresponde a un
circuito y éstas tienen características particulares en cuanto a la conexión y continuidad de tierras de
cada aerogenerador.
En este estudio se analizará una fila típica: la correspondiente al circuito identificado como No. 2 que
agrupa los AG numerados desde el 1 al 10, siendo el 10 el más alejado de la S/E PEP. Cada AG está
separado del siguiente por una distancia aproximada de 280m y cada uno tiene una altura máxima de
85.7m.
Todos los equipos eléctricos de baja tensión operan a un voltaje de 690V y se encuentran ubicados
dentro de la estructura metálica del AG. También están en el interior, el transformador elevador 690V
/34,5kV y la celda de media tensión.
En el exterior, existe una bancada subterránea a 34,5kV que recorre toda la fila y llega hasta la S/E
PEP. La S/E está montada mediante celdas, por lo que todo el equipamiento en cuanto a barras,
transformadores de medida, protección y control, está ubicado en el interior de las celdas y protegido
de impactos directos de rayos.
La S/E tiene cuatro transformadores de 34,5/115kV y los circuitos de entrada a 34,5kV, son
subterráneos. Las salidas en 115kV son aéreas y se dirigen en un tramo no superior a 20m, hacia el
interior de la S/E de 115kV que es aislada en SF6.
El diagrama unifilar general de la instalación suministrado para el proyecto se presenta en la siguiente
figura.
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Figura 122: Esquema básico de la S/E PEP y del parque eólico (estudio de STA)
El esquema típico de cada fila o circuito, se muestra en la Figura 123. Cada AG está compuesto por
los siguientes elementos del sistema eléctrico de potencia:
Generador Eléctrico (Máquina de Inducción)
Banco de Compensación reactiva
Transformador Booster elevador
Celda de Media Tensión
Elementos de Protección contra sobretensiones, etc.
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Figura 123: Esquema general de los circuitos de los AG (estudio de STA)
La representación eléctrica empleada en el estudio se puede ver en la Figura 124. Como se indica,
existen tres protecciones contra sobretensiones: las dos primeras son para los circuitos a 690V (uno
en la góndola y otro en la base de la torre) y otro para el circuito de 34,5kV, a la salida del TRX
elevador.
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Góndola
690 V
G
G
Ccomp
TVSS
Continuidad de Tierras
AG
Circuito Eléctrico Gondola - Base
690V
Booster TRX
34.5kV
Celda de MT
MOV
TVSS
Base de la Torre
Rpat
Viene de otro AG (Cable 34.5 kV)
Figura 124: Representación de los equipos y disposición en cada AG (estudio de STA)
Las características de cada uno de los componentes que forman parte del PEP, ha sido suministrada
por PDVSA-CRP para el estudio, en algunos casos se han usado los valores de referencia de los
fabricantes y se complementó la información con datos disponibles en la red.
IX.1.C.3
Implementación de los modelos en el programa ATP/EMTP (STA-AG)
En base a la información suministrada, se calcularon los parámetros de los componentes que forman
parte del sistema a simular. Como se indicó anteriormente, se representó el Circuito No. 2 y la S/E
PEP. Los datos importantes remarcar en este apartado son:
Datos de niveles de aislamiento (BIL):
o
Para los circuitos de 690 V
BIL = 2500 - 3000V.
o
Para el circuito de 34,5Kv
BIL = 170 kV.
o
Para el circuito de 115kV
BIL = 550 kV.
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Modelación de protecciones contra sobretensiones TVSS o supresores (BT), MOV o
Descargadores (MT y AT): los datos de las curvas de actuación voltaje/corriente, fueron
obtenidos de los fabricantes con las características establecidas en las especificaciones técnicas
de los documentos. Así, las características para el TVSS dispuesto en el generador, el TVSS del
lado de BT del TRX y el MOV del lado de AT del TRX, se muestran en las siguientes figuras
(Figura 125).
Energías límites de daño en supresores y descargadores: Se asumieron los siguientes datos
extraídos de los catálogos de los fabricantes: para los supresores de BT, se trabaja entre 2 y
3.2kJ, mientras que para el descargador de MT, se trabaja con 20kJ.
Sistema de Puesta a Tierra (SPT): Cada AG tiene un sistema de puesta a tierra complejo, que
emplea la propia fundación y dos anillos perimetrales. Dadas las características de resistividad
del suelo y las condiciones impuestas por el fabricante de los AG, se asumió que el valor más
alto de resistencia de puesta a tierra que éstas podrían tener es de 10 (simuladas de forma
concentrada). Todos los AG de un mismo circuito están interconectados a través de un
conductor de continuidad de tierra, enterrado en conjunto con la bancada de cables de media
tensión. Este conductor se simula por medio de un circuito de línea corta, empleando para el
cálculo de los parámetros las formulaciones de Sunde (“Earth Conductions Systems”),
incluyendo el efecto del tiempo de viaje dadas las distancias promedio entre AG de 283 m.
Se modeló la S/E PEP como una resistencia concentrada de valor 5
(peor escenario).
En la Figura 126 y Figura 127 se muestran los modelos desarrollados en el programa
ATP/EMPT.
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3.0
U [kV]
2.2
1.5
0.7
I [kA]
0.0
0.0
2.9
25.4
50.7
76.1
101.5
U [kV]
2.2
1.5
0.7
I [kA]
0.0
0.0
99.8
25.2
50.3
75.5
100.7
U [kV]
87.1
74.5
61.9
I [kA]
49.2
0.0
10.1
20.3
30.4
40.6
Figura 125: Características de los descargadores simulados (estudio de STA)
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Figura 126: Modelación de la red de continuidad de tierras de c/circuito de AG y de la S/E PEP
Figura 127: Esquema de continuidad eléctrica de tierras en todo el PEP (estudio de STA)
Se obtuvieron los modelos de cada uno de los elementos indicados en los esquemas de la Figura 128
y Figura 129.
Se obvian las indicaciones de los datos particulares de los parámetros, ya que los mismos se
encuentran en los catálogos y especificaciones que fueron suministrados para el estudio en cuestión.
Igualmente al presente informe se anexa el archivo de simulación en formato .acp (de lectura con el
preprocesador del EMTP/ATP y ATPDraw).
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Figura 128: Modelo de un AG y su interconexión en potencia y tierras (estudio de STA)
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Figura 129: Modelación de la S/E PEP para el estudio de STA
IX.1.C.4
Escenarios de estudio para el análisis de STA-AG
En este apartado se describen los escenarios de estudio y la metodología general para determinar la
actividad atmosférica y las probabilidades de impacto de rayos en el PEP.
En la Figura 130, se muestra el mapa de actividad de rayos oficial de Venezuela, está expresado en
días de tormenta al año. Se puede observar que la actividad ceraúnica alrededor del emplazamiento
del PEP, está en torno a los 40 días de tormenta al año.
Sin embargo, la NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration, http://www.noaa.gov/) en
sus registros indica que durante los últimos años se ha incrementado la actividad atmosférica
producto de los cambios climáticos, especialmente en el área tropical del planeta. Por ello, se
plantearán dos escenarios para el estudio en cuestión: 40 y 60 días de tormenta al año.
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Figura 130: Actividad Atmosférica en Venezuela (estudio de STA)
El dato de mayor interés para los estudios de descargas atmosféricas es la densidad de descargas
atmosféricas a tierra. Para relacionar los días de tormenta por año (nivel ceráunico) con la densidad
de rayos, se emplea la siguiente aproximación, indicada en la NFPA 780 e IEC 62305:
Ng
0.04 TD1.25
Ecuación 16
Donde Ng es la densidad en rayos / km2-año y TD es el nivel ceraúnico en días de tormenta al año.
Empleando dicha formulación, se pueden obtener los datos que se muestran en la Tabla 46. Se puede
establecer que en el peor escenario, pueden ocurrir hasta 6.68 rayos que impacten a tierra por km2
durante un año.
Tabla 46: Datos de actividad atmosférica en PEP (estudio de STA)
TD (días de tormenta al año)
Ng (Rayos/km2-año)
40
4.02
60
6.68
Con este nivel de actividad, para conocer cuántos rayos efectivamente pueden impactar directamente
en los aerogeneradores que forman parte del Parque Eólico Paraguaná (PEP), se debe determinar el
área efectiva de atracción de sus estructuras. Para ello, se emplea la metodología establecida en la
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IEC 61400-24 (Protección de AG contra rayos) y la distribución geográfica planteada en el proyecto
PEP. La Figura 131 muestra el área expuesta a la incidencia de descargas atmosféricas sobre cada
aerogenerador.
Figura 131: Área de colección de rayos de un aerogenerador (estudio de STA)
Dado que la altura efectiva máxima (con la pala en su máxima altura) es 85.7m, el área de colección
de rayos de un solo AG, es de 207.661m2 (0,207km2). Siendo dicha área Aei, el área total de
atracción de todo el PEP debería ser la sumatoria de 76 Aei. Sin embargo, estas áreas se solapan y
por ello se aplica un factor de corrección. Se determinó gráficamente que el área efectiva debido a la
superposición de elementos con la misma altura es del orden del 20%. En definitiva, el PEP tiene un
área de atracción de 3,156km2, según se indica en la siguiente ecuación.
Ae
Aei 76 0.2 3,1566 km2
Ecuación 17
Si se conoce la densidad de rayos Ng y el área de colección o atracción total, se puede determinar la
cantidad de impactos de rayos esperados en el PEP al año. Estos valores se resumen en la Tabla 47.
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Tabla 47: Número de rayos que impactarán al año en un AG del PEP (estudio de STA)
Ng (rayos/km2-año)
Ae (km2)
No. impactos de rayos
al año en el PEP
4.02
3.1566
12.7
6.68
3.1566
21.1
La tabla anterior muestra que en el peor escenario se espera que 21 rayos/año impacten a los AGs del
PEP. No todos los rayos que impacten causarán daño y por ello se deben realizar las simulaciones
correspondientes.
Para obtener la tasa de retorno o años esperados por falla de un AG, es necesario seguir el siguiente
procedimiento.
Obtener las máximas sobretensiones que se pueden originar en los equipos del PEP. Para ello,
se calcula la mínima corriente (Icrítica) que causaría que la tensión pico transitoria supere el
nivel de aislamiento de los equipos (este valor de tensión se fijó en 2500V para los equipos de
tensiones de 690V y 170kV para los de 34,5kV).
La forma de obtener Icrítica, consiste en plantear los casos de estudio que simulen las
condiciones más adversas que se puedan presentar, de tal forma que se alcance la tensión
crítica de los equipos, ante la menor corriente de rayo posible.
Una vez que se conoce la menor corriente que causa daño (Icrítica), se puede conocer la
probabilidad acumulada de que ésta sea superada (ya que cualquier corriente superior
causaría daño), empleando la siguiente expresión:
1
P (I crític a )
I crítica kA
31
1
2 .6
Ecuación 18
La tasa de falla (fallas por daño de equipos al año) puede ser estimada empleando la siguiente
ecuación.
TASA DE FALLA
TF
Ng Ae P( I crítica )
Ecuación 19
Finalmente, la tasa de retorno (TR) que indica el tiempo estimado entre fallas, se puede
determinar como el inverso de la tasa de falla obtenida mediante la Ecuación 19.
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TASA DE RETORNO
IX.1.C.5
TR
1
TF
Ecuación 20
Casos de estudio para la simulación de STA-AG
Resulta claro, al comparar los valores de tensiones BIL (2,5kV y 170kV), que el sistema más sensible a
falla, corresponde al de BT (690V); por ello se centrará el análisis en éste nivel de voltaje.
Como se ha dicho, los sistemas de 690V y 34,5kV no pueden ser impactados directamente por rayos,
ya que se encuentran dentro de las estructuras del AG o en celdas cerradas o en bancadas
subterráneas. Esto implica que no se planteará ningún escenario donde un rayo caiga directamente
sobre los equipos, estudiándose solamente las consecuencias sobre los equipos al impactar un rayo
sobre el AG (palas y torre).
Todos los estudios reportados, indican que el problema se puede presentar por la elevación del
potencial de tierra y causar una ruptura retroactiva: es decir tierra-fase (no fase-tierra),
introduciéndose una onda transitoria en los conductores de fase y por ende en los equipos de
potencia.
El rayo puede impactar en tres zonas del aerogenerador: pala, góndola o torre. Usando un modelo
electro-geométrico como el expuesto en el método de la esfera rodante de la norma IEC62305, se
puede demostrar que cualquier corriente de rayo superior a 89kA, solo puede impactar en las palas,
por su radio de atracción. Por estos motivos en el presente estudio se considerarán como peores
escenarios, las siguientes situaciones:
Corrientes de rayo inferiores a 89kA
el rayo impactará sobre la góndola
Corrientes de rayo superiores a 89kA
el rayo impactará en las palas
Los escenarios de estudio, corresponden a los que se enumeran a continuación (solo se estudiará
como se indicó al inicio el circuito No. 2 (C2), ya que la disposición de equipos y distancias, es muy
similar en el resto):
Impacto de rayo en AG10, con interruptor de C2 abierto en S/E PEP y todos los equipos
conectados.
Impacto de rayo en AG5, bajo las mismas condiciones anteriores.
Impacto de rayo en AG1 (el más cercano a la S/E), bajo las mismas condiciones anteriores.
Con esto se busca estudiar el efecto que la localización de la descarga tiene sobre la corriente crítica
de falla. Se tomarán registros de tensión en los siguientes elementos:
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o
Tensión sobre el generador eléctrico.
o
Tensión en el primario del TRX (BT).
o
Tensión en el secundario del TRX (AT).
o
Máxima elevación del potencial de tierra.
o
Tensión en la llegada de los conductores de fase a la S/E PEP.
Nota 1: Estos registros se llevarán a cabo en todos los AG, para cada uno de los escenarios
planteados.
Nota 2: Adicionalmente, se registrarán las energías manejadas por los TVSS (generador y primario de
TRX), en el AG que esté siendo impactado por el rayo y se comparará dicho valor con los límites
dados por los fabricantes.
Los escenarios pueden ser resumidos según se indica en la Figura 132.
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Figura 132: Escenarios de estudio de STA-AG
IX.1.C.6
Resultados obtenidos en las simulaciones de STA-AG
Caso 1: Impacto en el AG10
En la Figura 133, se muestran las tensiones en los generadores de cada uno de los AG del C2, para
cinco valores de magnitud de corriente de rayo (5, 10, 30, 50 y 100kA).
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Figura 133: Voltajes en borne de los AG en la S/E PEP
En la Figura 134, se muestran las tensiones en el lado de BT del TRX, en la Figura 135, las tensiones
del lado de AT del TRX y en la Figura 136, las tensiones de elevación del plano de tierra de todos los
AG y de la S/E PEP.
Figura 134: Voltajes en el lado de BT del TRX de los AG 10 y 9, para varios valores de Irayo
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Figura 135: Voltajes en el lado de AT del TRX de los AG 10 y 9, para varios valores de Irayo
Figura 136: Voltajes de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo
Se pueden observar varios aspectos en las figuras anteriores: El equipo más sensible a fallar (por ser
donde se acercan mayormente los voltajes al valor crítico), es el generador eléctrico; por otra parte,
los TVSS son los que limitan las tensiones vistas por los equipos, siendo indispensable su uso; y por
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último, la red de 34,5kV no está sometida a ninguna condición de riesgo, bajo los
escenarios estudiados.
Esto implica que se puede determinar la corriente crítica que causa daño al motor y tomarla como la
de valor más bajo con consecuencias sobre el equipamiento. Así, de las simulaciones para este caso,
se obtuvo:
Icrítica = 238 kA
Lo anterior es sin considerar el consumo energético de los supresores de sobretensiones (TVSS), ya
que el mismo delimita su uso y daño.
En la Figura 137, se coloca la magnitud de la energía absorbida por los TVSS de BT, para las
condiciones estudiadas en el AG10.
Figura 137: Energía en los TVSS ante varias magnitudes de Irayo
Se puede observar que los varistores del lado de BT del TRX, al tener una tensión nominal mayor que
la de los generadores y al estar, eléctricamente cerca, prácticamente no conducen corriente. Por lo
tanto es importante el TVSS asociado al generador.
Al comparar las magnitudes, se puede indicar que el TVSS se dañará para corrientes de rayo
superiores a 93kA para el límite inferior (1.6kJ) y 143kA para el límite superior (3.2kJ).
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Esto implica que si se toma al TVSS como un elemento que puede fallar y causar posible parada del
AG por necesidad de sustitución, la corriente crítica debería ser la de 93kA. Sin embargo, se debe
aclarar que existe una incertidumbre sobre el valor energético real del dispositivo.
Caso 2: Impacto en AG5
En la Figura 138, se muestran las tensiones en los generadores de cada uno de los AG del C2, para
cinco valores de magnitud de corriente de rayo (5, 10, 30, 50 y 100kA).
Figura 138: Voltajes en borne de los AG en la S/E PEP
En la Figura 139, se muestran las tensiones en el lado de BT del TRX , en la Figura 140, las tensiones
del lado de AT del TRX y en la Figura 141, las tensiones de elevación del plano de tierra de todos los
AG y de la S/E PEP.
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Figura 139: Voltajes en el lado de BT del TRX de los AG 4 y 5, para varios valores de Irayo
Figura 140: Voltajes en el lado de AT del TRX de los AG 4 y 5, para varios valores de Irayo
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Figura 141: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (PAT impacto en AG5)
Se pueden resaltar varios aspectos de las figuras anteriores: la máxima tensión ocurre siempre en el
AG donde cae la descarga atmosférica y los valores de tensión son prácticamente iguales. Esto implica
que se obtiene la misma corriente crítica de daño que en el caso anterior. De las simulaciones para
este caso de estudio, se obtuvo:
Icrítica = 238 kA
Caso 3: Impacto en AG1
En la Figura 142, se muestran las tensiones en los generadores de cada uno de los AG del C2, para
cinco valores de magnitud de corriente de rayo (5, 10, 30, 50 y 100kA).
En la Figura 143, se muestran las tensiones en el lado de BT del TRX , en la Figura 144, las tensiones
del lado de AT del TRX y en la Figura 145, las tensiones de elevación del plano de tierra de todos los
AG y de la S/E PEP.
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Figura 142: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (GEN impacto en AG1)
Figura 143: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (BT TRX impacto en AG1)
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Figura 144: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (AT-TRX impacto en AG1)
Figura 145: V de elevación del plano de tierra, para varios valores de Irayo (PAT impacto en AG1)
Así, de las simulaciones para este caso, se obtuvo igualmente:
Icrítica = 238 kA
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En las siguientes gráficas y a modo de ejemplo, se muestran algunas ondas transitorias obtenidas de
las simulaciones realizadas.
En la Figura 146, se muestra una gráfica en tiempo de la sobretensión en bornes del generador de
AG1, cuando impacta un rayo de 238kA y en la Figura 147, la tensión y corriente por el TVSS
asociado.
Se puede observar que la magnitud de corriente que circula por el TVSS es significativa, por lo que es
posible que no lo soporte energéticamente, como se comentó en el Caso 1.
En la Figura 148, se muestra ante la misma condición de corriente (238kA impactando en AG1), la
tensión en bornes del generador de AG2. Se puede ver que la tensión es pequeña en comparación
con la que sucede en el AG impactado. Esto implica que los TVSS no necesitan entrar en conducción y
no tienen consumo energético asociado.
1000
[V]
500
0
-500
-1000
-1500
-2000
-2500
-3000
0,00
0,04
0,08
0,12
0,16
[ms] 0,20
(f ile CASO1PEP.pl4; x-v ar t) v :MOT1A -PT1
Figura 146: Tensión en bornes del generador de AG1 (p/corriente de 238kA)
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20
*10 3
0
-20
-40
-60
-80
0,00
0,04
(f ile CASO1PEP.pl4; x-v ar t) c:MOT1C -PT1
factors:
1
1
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,08
0,12
0,16
[ms] 0,20
v :MOT1C -PT1
10
0,00E+00
Figura 147: Tensión y corriente en el TVSS asociado a la fase C del generador del AG1
(p/corriente de 238kA, la tensión se multiplica por 10 por efectos visuales)
0
[V]
-50
-100
-150
-200
-250
-300
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
[ms] 0,25
(f ile CASO1PEP.pl4; x-v ar t) v :MOT2A -PT2
Figura 148: Tensión en bornes fase A de generador del AG2
(p/corriente de 238kA)
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IX.1.C.7
Análisis de resultados del estudio de STA-AG
De las simulaciones en todos los casos (previamente se verificó que correspondían a los peores
escenarios de sobretensiones atmosféricas) se pudo determinar que:
1. El AG impactado será siempre el que presente las mayores tensiones en todos sus nodos,
siendo prácticamente despreciable lo que sucede en el resto de los AGs vecinos. Por ello se
puede realizar de manera sencilla la estimación de la tasa de retorno, puesto que todos los AG
tienen la misma probabilidad de falla, ante la misma corriente crítica de rayo.
2. La corriente crítica de rayo calculada es de 238kA, que tiene una probabilidad de 0.5% de
ser superada (Ecuación 18). Esto quiere decir que el 99.5% de los rayos que impacten en
el PEP tendrán magnitudes de corriente inferiores a la crítica.
3. Si se considera la falla de los TVSS como posible punto de daño o afectación del sistema, se
podría trabajar con una corriente crítica de aproximadamente 93kA. Esta corriente tiene
una probabilidad de 5.43% de ser superada (diez veces mayor que la anterior).
4. De los resultados se hace evidente que la tensión que aparece en los equipos es la elevación
del plano de tierra y por ende este es el parámetro que afecta directamente al sistema. Esto
implica que mientras menor sea su valor, mayor será la corriente crítica que causará daño.
Este estudio plantea el peor escenario y este corresponde al valor más alto permitido por el
fabricante para este parámetro (10 ).
IX.1.C.8
Determinación de la Tasa de Retorno (STA-AG)
En función de los resultados obtenidos, en la Tabla 48 se presentan los resultados de la tasa de
retorno esperadas con los datos de las simulaciones efectuadas.
Tabla 48: Tasas de retorno esperadas y resumen de resultados
TD (días de
tormenta al año)
No. de rayos
esperados
P(Icrítica)
TF (fallas/año
en el PEP)
TR (años entre
fallas en el PEP)
40
12.7
0.00497
0.0631
15.84
60
21.1
0.00497
0.1049
9.54
Se puede observar que en el escenario más benévolo, se espera que cada 16 años ocurra una falla
en el Parque Eólico Paraguaná, debido a descargas atmosféricas. En el peor caso, cada 10 años.
Si se normalizan para compararlos con otros datos internacionales como los indicados en la IEC6100024 (fallas o sucesos al año por cada 100 AG instalados), se obtiene que:
En el mejor caso (para 100 AG): TF = 0.083 y TR = 12 años
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0,007 fallas/año
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En el peor caso (para 100 AG): TF = 0.138 y TR = 7.2 años
0,019 fallas/año
Si se toma en cuenta la probabilidad de daño de los TVSS, considerando por tanto, una menor Icrítica,
se obtendrían los resultados mostrados en la Tabla 49.
Tabla 49: TR esperadas y resumen de resultados considerando falla de TVSS por energía
TD (días de
tormenta al año)
No. de rayos
esperados
P(Icrítica)
TF (fallas/año
en el PEP)
TR (años entre
fallas en el PEP)
40
12.7
0.0543
0.69
1.45
60
21.1
0.0543
1.14
0.87
Si nuevamente se normaliza para compararlo con otros datos internacionales (trabajando con fallas o
sucesos al año por cada 100 AG instalados), se obtiene:
En el mejor caso (para 100 AG): TF = 0.907 y TR = 1.1 años
En el peor caso (para 100 AG): TF = 1.5 y TR = 0.67 años
0,824 fallas/año
2,239 fallas/año
En el peor caso, donde la TR arrojó valores inferiores a la unidad, lo que implica en la práctica que se
espera la falla (al año) de dos aerogeneradores por causa de los TVSS. Las estadísticas
internacionales indican del orden de 3 fallas al año por cada 100 aerogeneradores, debido a los
rayos.
Los números arrojados por este estudio son menores en el caso de considerar la falla de TVSS, que
como se observa eleva significativamente la tasa de fallas o sucesos. La razón de tener números
menores es que en este estudio no se consideró el cálculo o análisis de fallas en los elementos
estructurales (palas, rodamientos, etc), debido a rayos, ni otros elementos de control que sacarían de
servicio al elemento. Esto implica que se podrían esperar más sucesos que los estimados.
IX.1.C.9
Conclusiones sobre el análisis de STA-AG
Los valores obtenidos de TR, para los casos considerados, están dentro de los esperados para
este tipo de instalación.
Considerando los peores escenarios, se esperan sucesos que involucren daños en los
generadores, cada 8 años aproximadamente y 2 sucesos al año que involucran a los TVSS.
Se deberá prestar especial atención a los siguientes aspectos:
La seguridad depende de los bajos valores de las resistencias de puesta a tierra. Esto implica
que dado que se trata de una zona posiblemente corrosiva por contenido de sales disueltas en
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el suelo, se deben maximizar las labores de revisión y mantenimiento previstos sobre este
componente del sistema.
Los TVSS son elementos que tienen un papel crucial en la protección de los generadores. Sin
embargo, por ser de BT, pueden manejar contenidos energéticos relativamente bajos. En caso
de que se presenten muchos daños a lo largo del tiempo, se recomienda sustituirlos por los de
mayor energía disponible en el mercado.
IX.1.D)
STA SOBRE LA SUBESTACIÓN PEP (STA-S/E PEP)
IX.1.D.1 Introducción (STA-S/E PEP)
A continuación se presenta la metodología utilizada y los resultados obtenidos respecto a la
verificación de la coordinación del aislamiento del lado de 115kV asociada al Parque Eólico Paraguaná.
La verificación de la coordinación del aislamiento de la subestación PEP se realizará en dos etapas,
primeramente se verificará el correcto blindaje o apantallamiento de los elementos expuestos a la
incidencia directa de las descargas atmosféricas de la propia subestación y luego se evaluará la
mínima corriente de rayo que produzca daño en el aislamiento de la subestación y/o daño energético
en el descargador de sobretensiones, producto de una sobretensión incidente por las líneas aéreas
que conectan a la subestación.
IX.1.D.2 Metodología para evaluar el apantallamiento de la S/E (STA-S/E PEP)
La verificación del sistema de protección contra descargas atmosféricas o apantallamiento para la
Subestación PEP asociada al Parque Eólico Paraguaná 115/34,5kV, se realizó tomando como
referencia la guía para el diseño de apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en
subestaciones de IEEE 998 “ Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substation”. Ésta guía
define varios procedimientos para el diseño del apantallamiento, dentro del que se destaca el método
electro-geométrico o comúnmente llamado método de la esfera rodante.
El método de la esfera rodante consiste en rodar una esfera imaginaria de radio prescrito sobre la
superficie de una subestación. La esfera rueda y es soportada por los dispositivos apantalladores
(cables de guarda, puntas Franklin y estructuras metálicas). El equipo es protegido contra una
descarga directa si permanece por debajo de la curva de la esfera. Si el equipo toca o penetra la
superficie de la esfera, no estará protegido ([11]: IEEE 998).
El radio de la esfera rodante queda determinado por el cálculo de la distancia de descarga, que a su
vez es función de la corriente de descarga. El objetivo de éste método consiste en el cálculo de la
distancia crítica de descarga para verificar el sistema de apantallamiento.
ECUACIONES BÁSICAS DEL MÉTODO PROPUESTO EN IEEE 998
A continuación se muestran las fórmulas básicas para la verificación del apantallamiento de la
subestación PEP basado en la norma IEEE 998. La distancia crítica de descarga (Sm) se calcula según
la siguiente ecuación:
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Sm
8 k I s0 .6 5
Ecuación 21
Donde:
Sm = Distancia crítica de descarga [m]
k = Coeficiente que considera distancias de descarga diferentes que depende de los
dispositivos apantalladores (se toma 1 para cables de guarda o tierra y 1,2 para puntas
Franklin)
Is = Corriente crítica de descarga [kA]
La corriente crítica de descarga (Is) se define como aquella que puede producir una sobretensión
crítica para el aislamiento y se determina mediante la siguiente ecuación ([11]: IEEE 998).
Is
2, 2 B IL
Zs
Ecuación 22
Donde,
BIL = Nivel básico de aislamiento [kV]
Zs = Impedancia característica del conductor de fase [ ]
El valor del nivel básico de aislamiento (BIL) se especifica para el aislamiento del juego de barras
soportadas, para el aislamiento del conexionado encapsulado en SF6 y para los diferentes equipos
asociados.
El cálculo de la impedancia característica del conductor de fase considera la altura promedio del
conductor de fase, el efecto corona y el radio equivalente del conductor.
Al tener la distancia de descarga crítica, se obtiene el radio de la esfera rodante y se puede verificar
gráficamente el sistema de apantallamiento de la subestación. Por lo tanto, luego de trazar las zonas
de protección descritas por los arcos de circunferencia de la esfera imaginaria se observa que todos
los equipos se encuentren por debajo de éstas curvas. Si algún equipo llegase a tocar la esfera o
atravesarla, el mismo estará desprotegido ya que puede recibir una descarga directa que deteriore su
aislamiento.
VERIFICACIÓN DEL APANTALLAMIENTO DE LA S/E PEP (STA-S/E PEP)
En la Figura 149 se muestra el área que conforma la subestación PEP; donde se puede observar que
existe una zona asociada a la llegada de la línea en 115kV, de forma aérea, la cual entra en el edificio
eléctrico a una sección encapsulada en SF6, identificado como “corte a”. Dentro del edificio se
encuentra el arreglo de barras, de allí sale fuera del edificio, de forma aérea, la interconexión a los
transformadores 115kV / 34,5kV, identificado como “corte b”. La salida del trasformador del lado de
34,5kV es en cable e interconecta, dentro del edificio eléctrico, al conjunto de celdas de distribución,
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por lo se considera que el lado de 34,5kV se encuentra totalmente apantallado. Dado el arreglo
constructivo de la subestación PEP, con sus particularidades del conexionado en 115kV y encapsulado
en SF6 y el lado de 34,5kV con salida por cable apantallado y el conjunto de celda dentro de la
edificación, los cortes a y b señalados en la Figura 149 son los puntos más críticos para la evaluación
del apantallamiento.
Figura 149: Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b)
Con los datos obtenidos de la información suministradas para el estudio, a continuación se muestran
los valores requeridos para la evaluación del apantallamiento, tal como la altura promedio, radio
corona, impedancia característica, así como la determinación de la corriente y distancia de descarga
crítica (Tabla 50). Posteriormente se procedió a verificar gráficamente cada zona descrita en las
premisas de cálculo a través del rodamiento de una esfera imaginaria sobre los dispositivos
apantalladores. La Figura 150 muestra la sección correspondiente a la llegada de línea a 115kV,
“corte a”, en dicha sección, se observa el recorrido de la esfera rodante con su zona de protección y
se demuestra que las partes energizadas en 115kV se encuentra por debajo de la circunferencia
descrita por la esfera imaginaria, también se tiene que ningún equipo atraviesa la misma, por lo cual,
se puede afirmar que esa zona se encuentra efectivamente apantallada.
Tabla 50: Datos y valores bases para la determinación del radio de la esfera rodante
Datos y valores bases de cálculo
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Altura máxima al guarda = 14 m
Conductor de guarda: acero galvanizado 3/8” radio = 0.00476 m
Altura máxima fase = 10 m , Altura mínima fase = 8.3 m
Flecha = 1.7 m
Altura promedio = 8.9 m
Conductor de fase: ACAR 350 MCM radio 0.00862 m
Longitud de la cadena = 1.5 m
Vc = 824.9 kV, Rc = 0.107 m, Zs = 375 ohm
Sección 115kV: BIL = 550 kV Is = 3,2 kA
Sección 115kV: S = 17 m (radio de la esfera rodante para I critica)
Figura 150: Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b)
La Figura 151 muestra la sección correspondiente a la interconexión de los transformadores a 115kV,
“corte b”, en dicha sección, se observa el recorrido de la esfera rodante con su zona de protección y
se demuestra que las partes energizadas en 115kV se encuentra por debajo de la circunferencia
descrita por la esfera imaginaria, también se tiene que ningún equipo atraviesa la misma, por lo que
se puede afirmar que esa zona se encuentra efectivamente apantallada.
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Figura 151: Área de apantallamiento de la Subestación PEP, zonas externas (cortes a y b)
IX.1.D.3 Metodología de verificación de la Coordinación de Aislamiento (STA-S/E PEP)
Dado que la subestación PEP 115/34,5kV se encuentra apantallada: no puede ocurrir impacto directo
de rayo en las fases energizadas en la subestación. Existen dos fenómenos asociados a las descargas
atmosféricas sobre la línea de 115kV que pueden producir sobretensiones incidentes en la S/E PEP,
que conlleven la falla del aislamiento. El primero se asocia a falla del apantallamiento de la línea de
115kV y el segundo a la descarga retroactiva conocida como backflashover.
A continuación se expone brevemente la metodología de cálculo y se determina la probabilidad de
ocurrencia de ambos fenómenos en las líneas asociadas a la subestación PEP.
TASA DE SALIDA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 115kV ASOCIADAS AL PEP
Dependiendo del punto de incidencia de la descarga atmosférica, sobre la línea eléctrica se van a
originar sobretensiones, que dependiendo de las características del aislamiento, pueden conducir a la
falla de la línea y falla de los equipos de la subestación próxima a la incidencia de la descarga. Se
asocian dos tipos de fallas debido a la incidencia de descargas atmosféricas en la línea:
Fallas del apantallamiento: Este tipo de fallas ocurren cuando la descarga atmosférica
incide directamente sobre el conductor de fase. Dependiendo de las probabilidades asociadas
a las magnitudes de corriente de la descarga y del valor del aislamiento de la línea, se pueden
determinar la tasa de salida de la línea y verificar si las sobretensiones que se producen por
dicha descarga provocan daño del aislamiento en la subestación.
Fallas por descargas retroactivas (backflashover): Este tipo de fallas ocurren cuando la
descarga atmosférica incide sobre la estructura o el conductor de guarda y, dependiendo
principalmente de la respuesta transitoria de la puesta a tierra, la torre de soporte adquiere un
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voltaje transitorio que puede vencer el aislamiento de la línea y producir una descarga a los
conductores de fase y por ende una sobretensión que puede producir daño del aislamiento en
la subestación más próxima al punto de descarga.
La tasa de salida total de una línea eléctrica debido a la actividad atmosférica en un área
determinada, corresponde a la suma de los tipos de fallas. Como aspecto complementario, se puede
comentar que el efecto de las sobretensiones inducidas en los sistemas de 115kV es despreciable por
el nivel de aislamiento asociado a las mismas por lo que en este estudio no se tomaran en cuenta.
ESTIMACIÓN DE LA TASA DE SALIDA
La tasa de salida se calcula como la suma de las fallas por apantallamiento y las fallas por descargas
retroactivas, consecuencias de la incidencia directa de las descargas atmosféricas sobre el área de
atracción de una línea en particular.
Tasa de salida por fallas del apantallamiento: El cálculo de este tipo de fallas se basa en
la teoría del Modelo Electrogeométrico [12]. El esquema general del modelo se visualiza en la
Figura 152, donde se muestran los posibles puntos de incidencia de una descarga atmosférica,
dependiendo del área de atracción (S) del conductor de guarda, del conductor de fase o del
plano de tierra. La finalidad del cable de guarda es evitar que incidan descargas sobre los
conductores de fase y si esto ocurre, la descarga tiene una alta probabilidad de producir una
falla en el aislamiento de la línea. En este caso, tal fenómeno se conoce como fallas del
apantallamiento.
En términos generales, para una configuración geométrica dada y para un determinado nivel
de aislamiento, se puede determinar el área de atracción (S) y el área desprotegida por el
conductor de guarda, a partir de la cual se estima el número de fallas ([12], [13], [14])].
La expresión que determina la tasa de salida por falla del apantallamiento es la siguiente:
TS APANTALLAMIENTO
0, 04 Td 1,25
X s ( m)
10
P ( I mínima ) P ( I máxima )
Ecuación 23
Donde:
Xs = espacio expuesto para la incidencia de la descarga atmosférica en la fase
P(Imínima) = Probabilidad de la corriente mínima que produce daño del aislamiento
P(Imáxima) = Probabilidad de la corriente donde ya no hay falla del apantallamiento
Td = nivel ceráunico de la zona
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Figura 152: Modelo electro-geométrico para la determinación de las fallas por apantallamiento
Tasa de salida por fallas por descargas retroactivas: El cálculo de este tipo de fallas se
puede evaluar con el uso del Programa de Transitorios Electromagnéticos, ATP ([16], [17]),
basado en la simulación trifásica indicada en la Figura 153. En términos generales, la descarga
incide sobre el conductor de guarda y produce una condición transitoria de sobrevoltaje en el
poste, que al superar el aislamiento de la línea (CFO), va a producir una descarga hacia los
conductores de fase, con su consecuente salida de operación ([12], [13], [14]).
Los datos más importantes que dominan la sobretensión en el aislamiento son: la impedancia
transitoria de la puesta a tierra, la geometría de la línea y el nivel de aislamiento.
La expresión que determina la tasa de salida por descarga retroactiva es la siguiente:
TS RETROACTIVA
0, 04Td 1,25
X s ( m)
0, 6 P ( I RAYO )
10
Ecuación 24
Donde:
Xs = área expuesta para la incidencia de la descarga atmosférica en la línea.
P(IRAYO) = Probabilidad de la corriente de rayo que produce daño del aislamiento.
Td = nivel ceráunico de la zona
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Figura 153: Simulación trifásica para la determinación de fallas por descargas retroactivas
Siendo:
Za, Zb, Zc, Impedancia asociada a los conductores de fase
Zg, Impedancia asociada al conductor de guarda
Zt, Impedancia asociada al poste
Re, Resistencia dinámica de puesta a tierra del poste
Tt, T, Tiempo de viaje asociado a la propagación de las ondas viajeras
Id (t), Forma de onda asociada a la descarga atmosférica
Vt, Voltaje en la torre
Vcru, Voltaje en la cruceta
IX.1.D.4 Resultados de la tasa de salida en las líneas de 115kV (STA-S/E PEP)
La geometría de la estructura de 115kV utilizada para la evaluación se muestra en la Figura 154 y
representa una torre típica de 115kV, simple circuito con un solo cable de guarda.
Para el análisis de la tasa de salida de las líneas se seleccionó como peor escenario de estudio un
valor representativo del nivel ceráunico de 60 (TD = 60) que corresponde a una densidad de
descargas a tierra de 6,68 rayos/km2·año.
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Figura 154: Estructura típica de una línea de 115kV
a. Tasa de salida por fallas del apantallamiento: La tasa salida por falla del apantallamiento
para las dos líneas de llegadas a la subestación PEP en 115kV. Los resultados se resumen en la
Tabla 51.
b. Tasa de salida por descargas retroactivas: La tasa salida por descargas retroactivas para las
dos líneas de llegadas a la subestación PEP en 115kV. Los resultados se resumen en la Tabla 52.
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Tabla 51: Tasa de salida de la línea por falla del apantallamiento
DATOS Y CÁLCULOS PARA TASA DE SALIDA
POR FALLA DEL APANTALLAMIENTO
Zonda = 506.6
Imin = 2,0kA
Fase más expuesta lado izquierdo:
Fase más expuesta lado derecho:
- área no cubierta Xs : 5.67 m
- área no cubierta Xs: 2.26 m
- Smax = 53.08 m
- Smax = 34.2 m
- Imax = 18.4 kA
- Imax = 9.4 kA
- P(Imin) = 0.999
- P(Imin) = 0.999
- P(Imax) = 0.790
- P(Imax) = 0.954
TS = 0.401 salidas/año-100 km
Tasa de salida por línea:
-
Hacia la S/E Judibana: 9 km
TS = 0.036 salidas/año
-
Hacia la S/E Los Taques: 1 km
TS= 0.004 salidas/año
Tabla 52: Tasa de salida de la línea por descargas retroactivas
DATOS Y CÁLCULOS PARA TASA DE SALIDA
POR DESCARGAS RETROACTIVAS
Rtierra = 15
CFO = 690 kV
Td = 60
Ancho expuesto a la incidencia de descargas atmosféricas = 177,4 m
Tasa de salida por descarga retroactiva cada 100 km-año
TS = 4.251 salidas/año-100 km
Tasa de salida por línea:
Hacia la S/E Judibana: 9 km
-
Hacia la S/E Los Taques: 1 km
Ts = 0.382 salidas/año
Ts = 0.042 salidas/año
La corriente mínima que produce falla de la línea por descarga retroactiva es de 91,72kA
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De los resultados obtenidos se demuestra que el fenómeno predominante por descarga atmosférica es
el la descarga retroactiva, a pesar de tener una baja probabilidad de que ocurra (aproximadamente
una salida cada 3 años para el caso de la línea más larga, PEP-JUDIBANA). Dicho fenómeno puede
producir una sobretensión incidente en la S/E PEP, por lo tanto es importante determinar su efecto en
dicha subestación, por lo que se procede a determinar la tasa de retorno de la sobretensión incidente
en la subestación bajo estudio.
IX.1.D.5 Severidad de la ST Incidente en la S/E (STA-S/E PEP)
En general, la severidad de las sobretensiones (ondas de mayor magnitud y/o mayor pendiente son
más severas desde el punto de vista de la coordinación del aislamiento) disminuye a medida que la
ubicación de la descarga se aleja de la S/E. Esto ocurre especialmente debido a la atenuación y
distorsión que sufren las ondas de alta tensión producto de la resistencia del conductor, del efecto
corona, y a los colapsos sucesivos que sufre la onda viajera cuando se producen arqueos en el
aislamiento de los postes o estructuras adyacentes.
Si se asegura la coordinación del aislamiento para una sobretensión generada en una ubicación
determinada, se está asegurando la coordinación para las sobretensiones originadas en ubicaciones
más alejadas, no así, para aquéllas generadas por descargas más cercanas a la subestación.
IX.1.D.6 Período de Retorno de la ST Incidente (STA-S/E PEP)
El período de retorno de una sobretensión o período de años para el cual se estima ocurrirá una
sobretensión con igual o mayor severidad (como promedio estadístico) que produce daño del
aislamiento ([12], [13]), está definido por la siguiente relación:
MTBF VS / T
1
P Id
VS / T
Ng W m P m M
n vano
Ecuación 25
Donde:
MTBF(VS/T) = Período de retorno de la sobretensión VS/T (años)
P(Id VS/T) = Probabilidad de exceder la corriente Id necesaria para producir VS/T
Ng = Densidad de descargas a tierra en la zona (descargas/Km2 – año)
W = Ventana transversal de atracción de la línea (km)
M = Número total de líneas instaladas en la subestación
m = Número de líneas en operación al momento de ocurrencia del evento
P(m/M) = Probabilidad de conseguir m líneas en operación de M líneas instaladas
n = número de postes a partir de la subestación donde ocurre el arqueo
VANO = Longitud de los vanos (Km)
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Como puede notarse, sobretensiones de mayor magnitud (kV) tienen un período de retorno más
largo, ya que la primera aumenta al incrementarse la magnitud (kA) de la descarga (Id) atmosférica y
la probabilidad de exceder una magnitud de descarga dada disminuye con el aumento de la variable
(Id).
En base a todo lo anterior, la filosofía de la coordinación del aislamiento en lo que se refiere a la onda
incidente puede plantearse de la siguiente manera: para una línea con características dadas, la onda
de sobretensión (magnitud y forma) que incide en la subestación y con la cual se ejecuta la
coordinación de aislamiento, queda definida por la magnitud y ubicación de la descarga atmosférica y
éstas a su vez por el período de retorno. Es decir, la tasa de falla (salidas/año) de la subestación es
igual al inverso del período de retorno (años) para la coordinación de aislamiento realizada.
El período de retorno requerido para las sobretensiones utilizadas en la verificación de la coordinación
del aislamiento de subestaciones está entre los 100 y 600 años ([12], [13], [14]).
IX.1.D.7 Metodología para determinar el Período de Retorno de la ST Incidente (STA-S/E
PEP)
Con el fin de verificar la coordinación del aislamiento de la subestación bajo estudio ante el fenómeno
de descargas atmosféricas, se realizaron las simulaciones digitales para las peores condiciones de
operación del sistema eléctrico, con la finalidad de poder determinar la mínima corriente de rayo que
produzca daño en el aislamiento de la subestación y/o daño energético en el descargador de
sobretensiones.
Los aspectos de mayor importancia de la metodología utilizada para la coordinación de aislamiento de
las subestaciones se describen a continuación:
a. Diagramas de simulación y modelos de los elementos (equipos) involucrados
Para la determinación de las sobretensiones atmosféricas (magnitud y forma) en los equipos de la
subestación, se realiza la simulación del fenómeno transitorio electromagnético originado por la
incidencia de una sobretensión en la subestación. El circuito de la subestación sobre el cual se
realiza la simulación está constituido por los modelos adecuados para los cálculos de un fenómeno
caracterizado por componentes de alta frecuencia, de equipos, barras y conexiones ([12], [13],
[15] y [16]).
En la Figura 155 se muestra el diagrama general para la simulación de la subestación bajo estudio.
Dicho diagrama contiene toda la información respecto a los parámetros eléctricos de los modelos,
longitudes, conectividad, ubicación de pararrayos, etc. Las dimensiones fueron tomadas y/o
estimadas de los planos disponibles de planta y cortes de la subestación PEP.
En conjunto con la subestación se modela parte de las líneas que salen de la misma y sobre la
cual se simula, por medio de la inyección de una onda de corriente, la incidencia de la descarga
atmosférica (Figura 155). Para ello se utiliza el modelo de línea multi-conductor de alta frecuencia
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y donde se mantiene la identidad del cable de guarda. Adicionalmente, se simulan las estructuras,
incluyendo el pórtico de la subestación, con su respectiva resistencia de puesta a tierra.
b. Simulación de la incidencia de la descarga
La incidencia de la descarga atmosférica se simula mediante una fuente de corriente conectado al
punto del sistema que genere la mayor sobretensión. Se consideró la incidencia de la descarga en
el primer vano de la línea de 115kV próxima a la Subestación PEP. Se consideraron dos
escenarios:
-
Sobretensión incidente a la subestación originada por falla del apantallamiento de la línea de
115kV.
-
Sobretensión incidente a la subestación originada por falla por descarga retroactiva de la línea
de 115kV.
En ambos casos, se evalúan las magnitudes de voltaje en la subestación que pongan en riesgo el
aislamiento de los equipos, para diferentes magnitudes de la corriente asociada a la descarga
atmosférica.
Se consideró falla del aislamiento en los siguientes puntos dentro de la subestación:
-
Acople de la línea de 115kV aérea con el tramo encapsulado en el edificio eléctrico.
-
Extremo de 115kV del transformador de potencia.
Se evaluó el comportamiento de los descargadores de sobretensiones en 115kV:
-
Descargadores en la bahía de llegada de las líneas de 115kV (“corte a” de la Figura 149)
-
Descargadores en la bahía del transformador (“corte b” de la la Figura 149)
Igualmente, se evaluó la tensión transferida al lado de baja tensión del transformador de potencia
(34,5kV) producto de la sobretensión en el lado de alta tensión.
c. Determinación del período de retorno
Conocido el valor de corriente asociado a la descarga atmosférica que produce daño en la
subestación, se determina la probabilidad de que esa corriente ocurra e incida en ese punto de la
línea y con ello se calcula la probabilidad estimada de fallas del aislamiento dentro de la
subestación producto de sobretensiones provenientes de las líneas de transmisión en 115kV
conectadas a la misma.
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IX.1.D.8 ST incidente en la S/E por falla de apantallamiento de la línea de 115kV (STAS/E PEP)
En este caso, la zona no protegida por el conductor de guarda, permite la incidencia de descargas
atmosféricas sobre los conductores de fase entre una corriente mínima de 2,0kA hasta una corriente
máxima de 18,4kA.
La sobretensión es proporcional a la corriente de la descarga, en consecuencia se simuló la incidencia
de una descarga con una corriente asociada de 18,4kA.
La Figura 156 muestra los resultados obtenidos. El nodo 1 corresponde al punto de entrada de la
subestación encapsulada, el nodo 2 es el extremo del transformador en el lado de 115kV y el nodo 3
es el voltaje transferido en el lado de 34,5kV del transformador de potencia.
Figura 156: Voltajes resultantes en la S/E producto de una falla del apantallamiento
(corriente de descarga asociada de 18,4 kA)
Considerando que el aislamiento de la S/E para descargas atmosféricas (BIL) en el lado de 115kV es
de 550kV y en el lado de 34,5kV es de 170Kv, conservando el margen de coordinación del 20% [14],
se observan que las magnitudes resultantes son inferiores. En consecuencia, las sobretensiones
incidentes a la subestación producto de fallas del apantallamiento de las líneas de transmisión no
generan consecuencias en el aislamiento de la subestación, esto debido a la protección de los
descargadores de sobretensiones y al bajo valor de resistencia de puesta a tierra de la S/E. Lo que sí
se presenta es la falla en el aislamiento externo de la línea por la falla del apantallamiento de la
misma.
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La energía máxima que pueden manipular los descargadores de sobretensiones ronda los 4
kJ/MCOV de acuerdo a catálogos disponibles para las características del equipo especificado. Para un
MCOV de 96,0kV, se puede suponer una energía máxima de 384kJ.
En la simulación realizada, la energía manipulada por los descargadores de sobretensiones no alcanzó
los 50kJ, en consecuencia no existe riesgo de falla de los mismos por exigencias energéticas
asociadas a su operación producto de la sobretensión atmosférica.
IX.1.D.9 ST incidente en la S/E debido a la descarga retroactiva de la línea de 115kV
(STA-S/E PEP)
En el punto de incidencia considerado (primer vano próxima a la S/E), la corriente asociada a la
descarga atmosférica que produce falla del aislamiento de la línea, es de 130,0kA. Magnitudes
superiores de corriente producirán falla del aislamiento de la cadena de aisladores, es decir, falla
tierra-fase, lo cual genera una sobretensión incidente en la subestación que puede afectar el
aislamiento de los equipos allí instalados.
En la Figura 157 se muestra el voltaje máximo asociada a la sobretensión en diferentes nodos de la
subestación para diferentes valores de corriente asociada a la descarga atmosférica. El nodo 1
corresponde al punto de entrada de la subestación encapsulada SF6, el nodo 2 es el extremo del
transformador en el lado de 115kV y el nodo 3 es el voltaje transferido en el lado de 34,5kV del
transformador de potencia.
Considerando el voltaje máximo permitido, asociado al BIL de la subestación considerando el factor de
coordinación del 20%, la corriente crítica que ocasiona la falla de aislamiento en el nodo 1 es:
Icrítica = 250 kA
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Figura 157: Voltaje en diferentes nodos de la S/E
(en función de la corriente asociada a la descarga atmosférica)
Para dicho valor de la corriente crítica de falla, los descargadores de sobretensiones manejan una
energía del orden de 80kJ, que está por debajo de los valores máximos en el equipo.
IX.1.D.10 Tasa de retorno asociadas a ST por la incidencia de descargas en las líneas de
115kV
En función de los resultados obtenidos, se presenta en la Tabla 53, los resultados de tasa de retorno
esperados con los datos de las simulaciones efectuadas.
Tabla 53: Tasas de retorno esperadas y resumen de resultados
TD (días de
tormenta al año)
No. de rayos
esperados sobre la
línea al año en el
primer vano
60
0.18
P(Icrítica)
TF (fallas al
año en el
PEP)
TR (años
entre fallas
en el PEP)
0.0044
0.0008
1250
Se puede observar que en el escenario más severo, se espera que cada (aproximadamente) 1250
años, ocurra una falla en la S/E PEP debido a descargas atmosféricas.
Hay que resaltar que la S/E bajo estudio presenta protección contra las descargas atmosféricas en la
entrada de la subestación y en el transformador de potencia, estos dos descargadores limitan las
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sobretensiones de tal forma que la probabilidad de falla del aislamiento de los equipos instalados en la
subestación sea muy baja, adicionalmente se incluye que gran parte de la S/E es encapsulada en SF6
que representa un blindaje adicional a la instalación.
IX.1.E)
Conclusiones (STA-S/E PEP)
Se ha verificado la coordinación del aislamiento del lado de 115kV basándose en el criterio del período
de retorno de una ST o período de años para el que se estima ocurrirá una sobretensión con igual o
mayor severidad (como promedio estadístico) que produce daño del aislamiento. El estudio demuestra
que la S/E está protegida contra descargas atmosféricas ocurridas en las líneas próximas
a la S/E PEP.
Hay que tener en cuenta que el alto índice de período de retorno obtenido (1250 años) se debe a los
siguientes aspectos:
Bajos valores de las resistencias de puesta a tierra de las torres de las líneas y de la propia
subestación. Esto implica que dado que se trata de una zona posiblemente corrosiva por
contenido de sales disueltas en el suelo, se deben maximizar las labores de revisión y
mantenimiento previstos sobre este componente del sistema.
La existencia de descargadores de sobretensiones a la entrada de la S/E y en el trasformador
de potencia. Dichos equipos tienen un papel crucial en la protección de los equipos dentro de
la subestación, por lo que su evaluación en cuanto a su estado físico será determinante en la
vida útil de los equipos asociados a 115kV en la subestación.
IX.2)
IX.2.A)
ESTUDIO DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA (STM)
INTRODUCCIÓN, ALCANCE Y METODOLOGÍA
En este apartado se presentan los resultados del estudio de sobretensiones de maniobra que pueden
presentarse en el Parque Eólico Paraguaná (PEP).
Los cálculos serán realizados empleando una herramienta digital de simulación especializada en
transitorios electromagnéticos de amplio uso a nivel internacional (ATP/EMTP). Los voltajes que
pueden presentarse en distintos puntos del PEP ante las maniobras de operación más frecuentes
(energización de equipos y comportamiento ante fallas) serán evaluados y contrastados con las
tensiones de soporte máximas de los principales elementos de la red.
El estudio se basa en procedimientos internacionales: IEC60071, IEEE 1313, IEEE PC62.82.1 y en
modelos y recomendaciones del CIGRE relativos a ST de maniobra.
El alcance de los estudios consiste en verificar el desempeño de los equipos que componen el PEP,
ante la ocurrencia de sobretensiones de maniobra. En función de los valores de las sobretensiones
obtenidos para los casos operativos considerados más desfavorables y las características de
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aislamiento efectivo de los equipos del sistema (BSL) se determinará el margen de seguridad que
tienen los principales componentes del PEP. La metodología a seguir es la siguiente:
Modelación de los componentes del sistema eléctrico del PEP en el programa ATP/EMTP de
acuerdo a la información recopilada y a las recomendaciones técnicas para este tipo de
estudios. La representación circuital se ajusta al tipo de fenómenos a simular (transitorios
electromagnéticos), en donde interesan las respuestas en el orden de los milisegundos (1kHz a
10 kHz).
Determinación de los escenarios de estudio. Se simulan las situaciones operativas donde se
producen las mayores sobretensiones sobre los componentes del PEP.
Obtención de las ST mediante la simulación de los fenómenos asociados a la energización de
equipos y fallas monofásicas, que constituyen (para los niveles de tensión involucrados) los de
mayor relevancia desde el punto de vista de estas maniobras.
Se hace un análisis de resultados así como se obtienen las conclusiones del estudio.
IX.2.B)
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y ESCENARIOS DE ESTUDIO
El Sistema a estudiar es el de la Figura 5, compuesto por 12 barras asociadas a nivel de transmisión /
sub-transmisión (230kV y 115kV), la S/E asociada al PEP en 34,5kV y catorce (14) cargas
distribuidas en la red en 34,5kV y 13,8kV. Para propósitos del presente estudio éste último nivel de
tensión se ha modelado como cargas concentradas en las S/E’s de 115kV. La S/E PEP cuenta con
ocho circuitos de 34,5kV que agrupan a 76 Aerogeneradores de 1,32MW c/u totalizando 100,32MW de
capacidad instalada.
Se incluyen tres (3) bancos de condensadores ubicados en las S/E’s de 115kV ISIRO, JUDIBANA y
PUNTO FIJO I. Se usa como barra de referencia (slack) del estudio la S/E Planta Centro a 230kV, que
se ha simulado a partir de las contribuciones de cortocircuito trifásico y monofásico del Sistema
Interconectado Nacional (SIN).
La generación del sistema se simuló en las S/E’s PLANTA CENTRO en 230kV (equivalente del SIN),
PF3 (Planta JOSEFA CAMEJO), PF2 e IPP (GENEVAPCA) en 115kV.
Finalmente se modelaron los equipos eléctricos de baja tensión asociados a los Aerogeneradores
operando a un voltaje de 690V alimentados como se muestra en la Figura 1 y la Figura 2.
En la Tabla 54 indican las condiciones de generación, carga, compensación y tensiones del sistema
asociadas al escenario base para el estudio de sobretensiones de maniobra (STM). Es importante
mencionar que a este escenario se llego después de analizar todas las combinaciones de carga,
generación y topologías previstas para la Red Eléctrica del Sistema Paraguaná (RESP) desde la puesta
en servicio del PEP hasta el momento de entrega de mayor potencia a la red. La razón principal de la
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selección de este escenario es garantizar la mayor tensión operativa en la S/E PEP, asegurando así
que las sobretensiones obtenidas serán las máximas posibles (peor escenario).
Desde el punto de vista topológico en el caso base se encuentran en servicio todos los elementos
observados en la Figura 5 a excepción del PEP, que será energizado a partir de las condiciones
operativas de la
Tabla 54.
Tabla 54: Escenario Base para estudio de STM del PEP
Operación Base
Barra
Tension (pu)
PTA2A
1,033
PFI1A
0,993
PF31A
0,998
GVP1A
1,000
ISI2A
1,001
ISI1A
1,042
PFII1A
0,993
PFIV1A
0,995
JUD1A
0,997
PEP1A
0,995
LTQ1A
0,994
Totales
MW
CARGAS
MVAr
COMPENSADORES
MVAr
124,995
74,991
-11,01
163,362
46,98
19,983
60,924
47,814
25,992
9,99
32,955
-51,741
-14,976
11,004
427,248
5,001
196,743
-77,727
GENERACION
MW
MVAr
43,287
-16,494
65,697
26,673
277,389
65,805
49,344
8,268
435,717
84,252
Las características de cada uno de los componentes que forman parte del sistema eléctrico bajo
estudio fueron suministradas por PDVSA-CRP y CADAFE/CORPOELEC. En los casos donde no se pudo
obtener datos precisos se utilizaron valores típicos.
Dada la simetría de construcción del PEP se procedió a determinar las sobretensiones ante las
maniobras realizadas en una de las dos barras de 34,5kV de la S/E.
En particular el estudio se centró en aquella identificada como “BP1” a continuación en la Figura 158.
Esta barra agrupa 38 AGs divididos en 4 grupos (2 de 9 unidades y 2 de 10 unidades) alimentados por
los transformadores 115/34,5kV identificados como T1 y T2 (barras BP1-S1 y BP1-S2).
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Figura 158: Barras de la S/E PEP (estudio de STM)
IX.2.C)
STM: ENERGIZACIÓN DE EQUIPOS
IX.2.C.1
Energización de líneas
Durante la energización de líneas de transmisión, ocurren fenómenos electromagnéticos a lo largo de
su longitud, que se traducen en ST y por lo tanto en esfuerzos adicionales sobre el aislamiento de
éstas. En general, es necesario determinar los esfuerzos a los cuales se verá sometido el aislamiento
de las líneas al efectuar este tipo de maniobras.
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Para cada caso se determina la tensión en el extremos más alejado del punto desde donde se
energiza la línea, previa obtención en el extremo emisor de la máxima tensión de barra antes de la
energización (ver caso base de la
Tabla 54). La línea de transmisión se simula mediante parámetros distribuidos dependientes de la
frecuencia.
Dado que la magnitud de sobretensión es una variable que depende, entre otros factores, del tiempo
en que se cierran los contactos del interruptor que realiza la operación, es necesario un análisis
probabilístico. Para cada maniobra de energización de línea o cable se realizan trescientas (300)
simulaciones con tiempos de cierre seleccionados siguiendo una distribución normal y una
discordancia de polos de 8ms, que se considerada típica en este tipo de estudios.
IX.2.C.2
Energización de equipos de transformación
La energización de los equipos de transformación, es una maniobra relevante a simular, ya que
después de su actuación se presentan fenómenos electromagnéticos transitorios de importancia. Es
de particular interés la determinación de la magnitud de la corriente de energización (o corriente de
inrush) de los equipos, y la posibilidad de que se presenten armónicos no amortiguados debido a
algún tipo de resonancia del sistema.
Se determina, para los diferentes escenarios de operación, la máxima corriente de energización de los
equipos de transformación más relevantes, detectando en cada caso, la posibilidad de que se
presenten armónicos no atenuados en régimen permanente después de la maniobra. Se utiliza una
característica de magnetización (V-I) de valores típicos, para garantizar la correcta representación del
modelo del transformador para este tipo de estudio.
IX.2.C.3
Casos de estudio de STM por energización de equipos
Los casos a estudiar son los que se espera sean más críticos para el sistema:
EN1:
Energización de línea JUDIBANA-PEP a 115 kV desde S/E JUDIBANA.
EN2:
Energización del TRX T1 (115/34.5 kV) con T2 fuera de servicio.
EN3:
Energización del alimentador del 1er grupo de AGs con todos los demás
grupos fuera de servicio (primero a energizar).
EN4:
Energización del alimentador del 1er grupo de AGs con todos los demás
grupos en servicio (último a energizar).
EN5:
Energización del alimentador del 2do grupo de AGs con todos los demás
grupos fuera de servicio (primero a energizar).
EN6:
Energización del alimentador del 2do grupo de AGs con todos los demás
grupos en servicio (último a energizar).
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EN7:
Energización del alimentador del 3er grupo de AGs con todos los demás
grupos fuera de servicio (primero a energizar).
EN8:
Energización del alimentador del 3er grupo de AGs con todos los demás
grupos en servicio (último a energizar).
EN9:
Energización del alimentador del 4to grupo de AGs con todos los demás
grupos fuera de servicio (primero a energizar).
EN10:
Energización del alimentador del 4to grupo de AGs con todos los demás
grupos en servicio (último a energizar).
EN11:
Energización de capacitor asociado al AG del grupo 1 con todos los demás
fuera de servicio (primero a energizar).
EN12:
Energización de capacitor asociado al AG del grupo 1 con todos los demás en
servicio (último a energizar).
En todos los casos se toman registros de tensión y corriente en los siguientes elementos (según
aplique):
Tensión línea-neutro en cada fase en el extremo más alejado del punto de energización
(Líneas y Cables).
Tensión línea-neutro en cada fase en el punto de energización (TRX, Capacitores).
Corriente que circula por cada fase en el punto de energización (TRX, Capacitores).
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IX.2.C.4
Resultados de STM por la energización de equipos
Energizacion Línea Judibana - PEP a 115 kV
3
[Vpu]
2
1
0
-1
-2
0
15
(f ile enlmax.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors:
1
1,07E-05
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
30
v :RECB
1,07E-05
0,00E+00
45
60
75
[s]
90
v :RECC
1,07E-05
0,00E+00
Figura 159: Tensión en pu extremo S/E PEP: caso EN1
1,2
Energizacion Transformador T1 115/34.5 kV con T2 fuera de servicio
[Vpu]
0,8
0,4
0,0
-0,4
-0,8
-1,2
0,0
0,4
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) v :PEP1A
factors:
1
1,07E-05
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,8
v :PEP1B
1,07E-05
0,00E+00
1,2
1,6
[s]
2,0
v :PEP1C
1,07E-05
0,00E+00
Figura 160: Tensión en pu extremo S/E PEP: 115 kV caso EN2
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Energizacion Transf ormador T1 115/34.5 kV con T2 fuera de servicio
1,2
[Vpu]
0,8
0,4
0,0
-0,4
-0,8
-1,2
0,00
0,04
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) v :PEP1A
factors:
1
1,07E-05
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,08
v :PEP1B
1,07E-05
0,00E+00
0,12
0,16
[s]
0,20
v :PEP1C
1,07E-05
0,00E+00
Figura 161: Tensión en pu extremo S/E PEP: 115 kV caso EN2 (primeros ciclos)
Energizacion Transformador T1 115/34.5 kV con T2 f uera de servicio
1,2
[Vpu]
0,8
0,4
0,0
-0,4
-0,8
-1,2
1,980
1,984
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) v :PEP1A
factors:
1
1,07E-05
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
1,988
v :PEP1B
1,07E-05
0,00E+00
1,992
1,996
[s] 2,000
v :PEP1C
1,07E-05
0,00E+00
Figura 162: Tensión en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (ultimos ciclos)
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Energizacion Transformador T1 115/34.5 kV con T2 f uera de servicio
5,00
[Ipu]
3,75
2,50
1,25
0,00
-1,25
-2,50
-3,75
-5,00
0,0
0,4
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) c:EMISA -PEP1A
factors:
1
4,70E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,8
c:EMISB -PEP1B
4,70E-03
0,00E+00
1,2
1,6
[s]
2,0
c:EMISC -PEP1C
4,70E-03
0,00E+00
Figura 163: Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2
Energizacion Transformador T1 115/34.5 kV con T2 fuera de servicio
5,00
[Ipu]
3,75
2,50
1,25
0,00
-1,25
-2,50
-3,75
-5,00
0,00
0,04
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) c:EMISA -PEP1A
factors:
1
4,70E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,08
c:EMISB -PEP1B
4,70E-03
0,00E+00
0,12
0,16
[s]
0,20
c:EMISC -PEP1C
4,70E-03
0,00E+00
Figura 164: Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (primeros ciclos)
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Energizacion Transformador T1 115/34.5 kV con T2 fuera de servicio
1,00
[Ipu]
0,75
0,50
0,25
0,00
-0,25
-0,50
-0,75
-1,00
1,80
1,84
1,88
(f ile ent1m.pl4; x-v ar t) c:EMISA -PEP1A
factors:
1
4,70E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
c:EMISB -PEP1B
4,70E-03
0,00E+00
1,92
1,96
[s]
2,00
c:EMISC -PEP1C
4,70E-03
0,00E+00
Figura 165: Corriente en pu extremo S/E PEP 115 kV: caso EN2 (últimos ciclos).
2,0
Energización alimentador 34. 5 kV grupo 1 de Aerogeneradores (primero)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en3.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 166: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN3
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1,5
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 1 Aerogeneradores (último)
[Vpu]
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en4.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
[s]
0,15
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 167: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN4
2,0
Energización alimentador 34.5 kV grupo 2 de Aerogeneradores (primero)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en5.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 168: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN5
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2,0
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 2 Aerogeneradores (último)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
0,00
0,03
(f ile en6.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
[s]
0,15
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 169: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN6
2,0
Energización alimentador 34.5 kV grupo 3 de Aerogeneradores (primero)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en7.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 170: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN7
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1,5
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 3 Aerogeneradores (último)
[Vpu]
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en8.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
[s]
0,15
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 171: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN8
2,0
Energizaciòn alimentador de 34.5 kV grupo 4 Aerogeneradores (primero)
[Vpu]
1,1
0,2
-0,7
-1,6
-2,5
0,00
0,03
(f ile en9.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 172: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN9
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES-USB
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2,0
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 4 Aerogeneradores (último)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en10.pl4; x-v ar t) v :RECA
factors:
1
3,55E-05
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :RECB
3,55E-05
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
[s]
0,15
v :RECC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 173: Tensión en pu extremo receptor del cable: caso EN10
2,0
Energización condensador de 690 V grupo 1 Aerogeneradores (primero)
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en11.pl4; x-v ar t) v :AG1A
factors:
1
1,80E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :AG1B
1,80E-03
0,00E+00
0,09
0,12
v :AG1C
1,80E-03
0,00E+00
Figura 174: Tensión en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN11
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES-USB
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3
Energización condensador de 690 V grupo 1 Aerogeneradores (primero)
[Ipu]
2
1
0
-1
-2
-3
-4
0,00
0,03
0,06
(f ile en11.pl4; x-v ar t) c:EMISA -AG1A
factors:
1
6,40E-04
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
c:EMISB -AG1B
6,40E-04
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
[s]
0,15
c:EMISC -AG1C
6,40E-04
0,00E+00
Figura 175: Corriente en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN11
1,5
Energización condensador de 690 V grupo 1 Aerogeneradores (último)
[Vpu]
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,03
(f ile en12.pl4; x-v ar t) v :AG9A
factors:
1
1,78E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,06
v :AG9B
1,78E-03
0,00E+00
0,09
0,12
v :AG9C
1,78E-03
0,00E+00
Figura 176: Tensión en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN12
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES-USB
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3
Energización condensador de 690 V grupo 1 Aerogeneradores (último)
[Ipu]
2
1
0
-1
-2
-3
0,00
0,03
(f ile en12.pl4; x-v ar t) c:EMISA -AG9A
factors:
1
6,40E-04
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,06
c:EMISB -AG9B
6,40E-04
0,00E+00
0,09
0,12
[s]
0,15
c:EMISC -AG9C
6,40E-04
0,00E+00
Figura 177: Corriente en pu en barra de Aerogenerador. Caso EN12
A modo de resumen se presenta la siguiente tabla con los resultados:
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Tabla 55: Resultados Energización de Equipos (parte 1)
Caso
EN1
EN2
EN3*
EN4*
EN5**
EN6**
(*)
Fase
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
Ibase = 255 Amps RMS,
Régimen Transitorio
Vmax(pu)
Imax(pu)
1,207
2,011
1,762
1,089
4,851
1,108
4,703
1,084
4,773
1,547
1,506
1,908
1,311
2,071
1,214
1,609
1,718
2,71
1,432
1,515
1,959
1,163
0,654
1,775
1,032
1,059
0,756
(**)
Régimen Permanente
Vpre(pu) Vpost(pu)
0,998
0,998
0,998
0,998
0,998
0,998
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,971
0,971
0,971
0,971
0,971
0,971
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,974
0,974
0,974
0,974
0,974
0,974
Gráfica
E2
E4,E6
E9
E10
E11
E12
Ibase = 310 Amps RMS.
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Tabla 56: Resultados Energización de Equipos (parte 2)
Caso
EN7**
EN8**
EN9*
EN10*
EN11***
EN12***
(*)
Fase
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
Ibase = 255 Amps RMS,
IX.2.C.5
Régimen Transitorio
Vmax(pu)
Imax(pu)
1,282
1,503
1,974
1,012
0,918
1,178
0,948
1,628
1,389
1,843
1,544
2,118
1,672
3,223
1,607
3,268
1,753
3,608
1,849
2,973
1,777
2,674
1,794
3,688
1,786
2,931
1,176
1,762
1,414
2,579
(**)
Ibase = 310 Amps RMS,
Régimen Permanente
Vpre(pu) Vpost(pu)
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,969
0,969
0,969
0,969
0,969
0,969
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,994
0,968
0,968
0,968
0,968
0,968
0,968
0,973
0,996
0,973
0,996
0,973
0,996
0,967
0,989
0,967
0,989
0,967
0,989
(***)
Gráfica
E13
E14
E15
E16
E17,E18
E19,E20
Ibase = 1105 Amps RMS
Análisis de resultados de las STM por la energización de equipos
Luego de simular 300 maniobras de energización por cada uno de los casos estudiados, el peor
resultado para la línea de transmisión JUDIBANA–PEP 115kV presentó una máxima sobretensión
de 2,011 pu. Este valor es considerado bajo para este tipo de maniobra y se justifica debido a la
corta longitud de dicha línea (9km).
En el caso de energización de transformadores la situación más desfavorable corresponde a la puesta
en servicio de la primera unidad 115/34,5 kV en cada una de las dos barras identificadas como BP1 y
BP2 (fig. E1). Una vez simulada esta maniobra se obtuvo como valores máximos de voltaje y
corriente 1,108 pu y 4,851 pu respectivamente. Estos valores no representan mayores riesgos
para ninguno de los 4 transformadores que alimentan a la S/E PEP.
Seguidamente se realizó la evaluación de las energizaciones de los cuatro alimentadores de cada
grupo de AGs (2 de 9 unidades y 2 de 10 unidades respectivamente). En esta maniobra la presencia
de los cables produce fenómenos transitorios de doble frecuencia debido al valor elevado de
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capacitancia de los mismos, requiriéndose especial atención en la modelación y simulación. Dado que
no se tenía la precisión acerca de los materiales de construcción y disposición geométrica de los
cables se usaron parámetros típicos de los conductores usados (250MCM y 350MCM). Se simularon
las energizaciones de cada alimentador en función a ser el primero ó último en ser puesto en servicio.
De esta manera se obtuvo como situación más desfavorable la energización en primera instancia del
alimentador número 4 (AG27-AG51, Figura 158), con un valor de sobretensión de 2,118 pu. El
peor caso de las corrientes correspondió a la puesta en servicio del último alimentador, puesto que
produce la descarga de todos los elementos capacitivos previamente conectados a la barra. El valor
máximo de corriente obtenido (3,608 pu) puede observarse en Figura 178 y Figura 179 donde se
aprecia que se atenúa en aproximadamente 2 ciclos lo que limita su capacidad de daño sobre los
elementos del sistema.
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 4 Aerogeneradores (último)
4
[Ipu]
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
15
20
(f ile en10.pl4; x-v ar t) c:EMISA -PE341A
factors:
1
2,77E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
25
c:EMISB -PE341B
2,77E-03
0,00E+00
30
35
[ms]
40
c:EMISC -PE341C
2,77E-03
0,00E+00
Figura 178: Corriente en pu en barra del Aerogenerador. Caso EN10
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0,15
Energización alimentador de 34.5 kV grupo 4 Aerogeneradores (último)
[Ipu]
0,10
0,05
0,00
-0,05
-0,10
-0,15
0,010
0,025
0,040
(f ile en10.pl4; x-v ar t) c:EMISA -PE341A
factors:
1
2,77E-03
offsets:
0,00E+00 0,00E+00
0,055
c:EMISB -PE341B
2,77E-03
0,00E+00
0,070
0,085
[s]
0,100
c:EMISC -PE341C
2,77E-03
0,00E+00
Figura 179: Corriente en pu en barra del Aerogenerador. Caso EN10 (detalle primeros ciclos)
Finalmente se evaluó la puesta en servicio de los capacitores presentes en cada AG del sistema. Los
valores máximos obtenidos en las simulaciones no representan peligro para los elementos de la red
(1,849 pu en tensión y 3,688 pu en corriente).
IX.2.D)
STM: FALLAS Y DESPEJE DE FALLAS EN LA S/E PEP
Cuando ocurre una falla monofásica a tierra, la tensión en la fase fallada decae, sin embargo, en las
fases no falladas se pueden presentar sobretensiones (transitorias y temporarias) con valores no
deseables, por lo tanto, deben ser estudiadas y analizadas.
Para realizar la evaluación de este fenómeno se simula un CC monofásico sólido a tierra (en los
extremos de la línea de transmisión) y se analizan las sobretensiones obtenidas en las fases no
falladas. El cortocircuito se simula en el instante en que ocurre el máximo de la tensión en la fase
fallada, de forma de obtener los resultados más pesimistas posibles.
Igualmente, al efectuarse el despeje de la falla, el proceso de interrupción de elevadas corrientes de
CC, podría ocasionar ST transitorias cuyo análisis es de interés en el presente estudio.
La simulación del despeje trifásico de fallas, se realiza para determinar las solicitaciones sobre los
equipos. En todas las simulaciones la secuencia de eventos es la siguiente (se usan valores típicos
para este tipo de estudios):
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Se ejecuta la falla monofásica en la fase “A” dos (2) ciclos después (0.033 seg) de iniciada la
simulación.
Se ejecuta un despeje trifásico: 18 ciclos después (alrededor de los 0.333 seg)
Extinción de la falla a los 0.35 seg.
IX.2.D.1 Casos de estudio de STM de fallas y despeje de fallas en la S/E PEP
A continuación se presenta la lista de maniobras de fallas monofásicas y despeje trifásico, simuladas
en el estudio. Todas las fallas se aplican en los niveles de 34,5 kV.
AF1:
Se ejecuta la falla monofásica en bornes de baja tensión de T1 con el grupo
1 de AGs en servicio (9 unidades).
AF2:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en bornes de baja tensión de T1 con
los grupos 1 y 2 de AGs en servicio (19 unidades).
AF3:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en bornes de baja tensión de T1 con
los grupos 1, 2 y 3 de AGs en servicio (29 unidades).
AF4:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en bornes de baja tensión de T1 con
los grupos 1, 2, 3 y 4 de AGs en servicio (38 unidades).
AF5:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en la mitad del alimentador del grupo
1 con todos los AGs en servicio (9 unidades).
AF6:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en la mitad del alimentador del grupo
2 con todos los AGs en servicio (10 unidades).
AF7:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en la mitad del alimentador del grupo
3 con todos los AGs en servicio (10 unidades).
AF8:
Se ejecuta la falla de Falla monofásica en la mitad del alimentador del grupo
4 con todos los AGs en servicio (9 unidades).
En todos los casos se tomarán registros de tensión y corriente en los siguientes elementos (según
aplique):
Tensión línea-neutro en cada fase en el extremo de aplicación de falla.
Corriente que circula por cada fase en el punto de reconexión.
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IX.2.D.2 Resultados de las STM por fallas y despeje de fallas
2,0
Falla monofásica en bornes T1 (34.5 KV) con 9 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,05
0,10
(f ile af 1.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
[s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 180: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF1
2,5
Falla monofásica en bornes T1 (34.5 KV) con 19 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,6
0,7
-0,2
-1,1
-2,0
0,020
0,096
(f ile af 2.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,172
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,248
0,324
[s] 0,400
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 181: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF2
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3
Falla monofásica en bornes T1 (34.5 KV) con 29 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
2
1
0
-1
-2
0,00
0,05
(f ile af 3.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35 [s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 182: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF3
3
Falla monofásica en bornes T1 (34.5 KV) con 38 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
2
1
0
-1
-2
0,00
0,05
(f ile af 4.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35 [s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 183: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF4
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2,0
Falla monofásica en mitad de alimentador 1 (34.5 KV) con 9 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,05
(f ile af 5.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
[s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 184: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF5
2,0
Falla monofásica en mitad de alimentador 2 (34.5 KV) con 10 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,05
(f ile af 6.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
[s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 185: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF6
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2,0
Falla monofásica en mitad de alimentador 3 (34.5 KV) con 10 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,05
(f ile af 7.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
[s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 186: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF7
2,0
Falla monofásica en mitad de alimentador 4 (34.5 KV) con 9 aerogeneradores en servicio
[Vpu]
1,5
1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
0,00
0,05
(f ile af 8.pl4; x-v ar t) v :AUXA
factors: 1
3,55E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0,10
v :AUXB
3,55E-05
0,00E+00
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
[s] 0,40
v :AUXC
3,55E-05
0,00E+00
Figura 187: Tensión en pu en pto de falla (barra), Caso AF8.
Los resultados del estudio de fallas y despeje de fallas pueden resumirse en el siguiente cuadro:
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Tabla 57: Resultados del estudio de fallas y despeje de fallas
Caso
AF1
AF2
AF3
AF4
AF5
AF6
AF7
AF8
Fase
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
Régimen Transitorio
Vmax(pu)
Imax(pu)
1,4681
1,654
0,923
1,885
0,961
3,224
1,651
1,782
2,201
1,812
4,961
1,771
2,746
2,254
2,758
6,321
1,755
2,934
2,284
2,981
4,485
1,641
0,658
1,973
0,678
4,498
1,671
0,657
1,947
0,677
4,505
1,644
0,658
1,742
0,663
4,713
1,666
0,132
1,757
0,137
Régimen Permanente
Vpre(pu) Vpost(pu)
0,987
1,010
0,987
1,010
0,987
1,010
0,978
1,000
0,978
1,000
0,978
1,000
0,969
1,000
0,969
1,000
0,969
1,000
0,966
1,000
0,966
1,000
0,966
1,000
0,981
0,991
0,981
0,991
0,981
0,991
0,983
0,989
0,983
0,989
0,983
0,989
0,983
0,991
0,983
0,991
0,983
0,991
0,991
0,995
0,991
0,995
0,991
0,995
Gráfica
E23
E24
E25
E26
E27
E28
E29
E30
Ibase = 255 Amps RMS
IX.2.D.3 Análisis de resultados de las STM por fallas y despeje de fallas
De las simulaciones realizadas se puede deducir que el caso que produce los valores más elevados de
ST corresponde a una falla monofásica cercana a los bornes de BT del TRX T1 (115/34,5kV), cuando
están operativos todos los AGs alimentados por la barra BP1 (38 AG, Figura 158). En la Tabla 57 se
observa que los valores de sobretensión y corriente de falla se incrementan (como es de esperar) en
la misma medida que lo hacen los AGs alimentados por la barra BP1.
Otro aspecto que puede verificarse en la tabla es que a medida que el punto de falla se aleja de la
barra BP1 los valores de sobre-tensión y sobre-corriente se hacen menores.
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Los valores de tensión alcanzados en el intervalo de tiempo (300 mseg) previo al despeje por las fases
no falladas (b y c), están directamente relacionados con el valor de puesta a tierra de la resistencia
ubicada en los neutros de los TRX T1 y T2 (Figura 158). A efectos de simulación digital se usó como
valor 70 para garantizar que la corriente que circula del neutro a tierra en T1 no exceda los 400A
tal como lo indica el diagrama unifilar de la S/E PEP. Por esta razón los valores de ST durante la
falla se encuentran en el rango de 1.6 a 1.7 pu para las fases no falladas. Estos valores no
representan problemas para el descargador de ST ubicado en el lado de AT del TRX T1 debido a que
éste tiene una conexión sólidamente puesta a tierra, que impide el desplazamiento del neutro de las
tensiones. En la Figura 188 se puede ver el comportamiento de las tensiones en el lado de 115kV del
TRX T1 para el peor caso evaluado (AF4).
1.300
[V]
Falla monofásica en bornes de T1 (34.5 kV) con 38 aerogeneradores en servicio
0.975
0.650
0.325
0.000
-0.325
-0.650
-0.975
-1.300
0.00
0.05
0.10
(file af4.pl4; x-var t) v:PEP1A
factors: 1
1,07E-05
offsets: 0,00E+00 0,00E+00
0.15
v:PEP1B
1,07E-05
0,00E+00
0.20
0.25
0.30
0.35 [s] 0.40
v:PEP1C
1,07E-05
0,00E+00
Figura 188: Tensión en pu en pto de falla (barra) lado de alta tensión, Caso AF4
IX.2.E)
CONCLUSIONES SOBRE EL ESTUDIO DE STM
La Tabla 58 presenta un resumen las sobretensiones más elevadas encontradas en las simulaciones
realizadas, mientras que en la Tabla 59 se muestran los valores de soporte máximos recomendados
por IEEE para los distintos niveles de tensión presentes.
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Tabla 58: Resumen de resultados del estudio
Sobretensión
Maniobra
Máxima (pu)
Caso
Energización de Línea
2.011
EN1
Energización de Transformador
1.108
EN2
Energización del Alimentador
2.118
EN9
Energización de Capacitor
1.849
EN11
Fallas y despeje trifásico de fallas monofásicas
2.284
AF4
Tabla 59: Valores de tensión de soporte ante maniobras (*)
(*)
Voltaje (kV)
BSL (kV)
BSL (pu)
115
230
3.464
34,5
50 - 70
2.510 - 3.514
0,690
1 - 1.5(**)
2.510 - 3.765
IEEE PC62.82.1/D2 Draft Standard for Insulation Coordination
(**)
Valor supuesto
En las tablas puede verificarse que ninguna sobretensión excede los valores de soporte (BSL)
recomendados en cada uno de los niveles de tensión estudiados (115kV, 34,5kV y 690V) en la S/E
PEP.
Se debe recordar que algunos de los parámetros usados en el estudio corresponden a valores típicos y
no a los específicos que tendrán los cables a instalar en la S/E PEP, con lo que existe un pequeño
margen de incertidumbre en los valores obtenidos. Por otro lado las normas sugieren un margen de
seguridad de 15% - 20% para los equipos a proteger, lo que implica valores efectivos de tensión de
soporte ante maniobras que se indican a continuación:
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Tabla 60: Valores efectivos de tensión de soporte ante maniobras
Voltaje (kV)
BSL (pu)
115
2.771
34.5
2.008 - 2.812
0.690
2.008 - 3.012
Por esta razón se sugiere, para evitar fallas y garantizar la coordinación de aislamiento, desde el
punto de vista de sobretensiones de maniobra en la S/E PEP tener en cuenta los siguientes aspectos:
Verificar que la tensión máxima de soporte de los cables a instalar en los alimentadores de
cada uno de los 8 grupos de aerogeneradores guarden concordancia con los presentados en
la Tabla 60 para 34,5kV.
Realizar un estudio de TRV (Voltaje Transitorio de Recuperación) asociado a los interruptores a
instalar a cada grupo aerogenerador – transformador de la S/E con el fin de descartar la
posibilidad de falla ante maniobras del sistema.
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X)
CONCLUSIONES
X.1)
CONCLUSIONES GENERALES SOBRE LOS ESTUDIOS REALIZADOS
1. Se debe resaltar que las características de la generación eólica no son comparables con las de
la generación térmica:
La generación eólica ahorra consumo de combustible y la térmica proporciona
confiabilidad al sistema. Son dos dimensiones operativas diferentes y con propósitos
totalmente distintos.
La interacción entre la generación eólica y la térmica tiene que ver con el despacho
de la generación, ya que al ser la eólica un método para ahorrar combustible,
siempre se debería despachar en primer lugar la generación eólica y en forma
coordinada la generación térmica.
En general la generación eólica alcanza factores de carga inferiores al 50%, mientras
que la generación térmica puede alcanzar los valores máximos exigidos por la
demanda. Es por ello que los MW eólicos solamente complementan a los MW
térmicos.
2. En cuanto a la capacidad de regulación de potencia-frecuencia del sistema:
Las líneas en 115kV PF2-ISIRO tienen una capacidad de transmisión del orden de los
160MW. La capacidad de regulación de cada máquina de la planta Josefa Camejo es
de 20MW. Con dos máquinas en línea, la capacidad máxima de regulación es de
40MW.
Existe una muy buena capacidad de regulación potencia-frecuencia cuando la RESP
opera conectada al SIN a través de las dos líneas de 115kV PF2-ISIRO y con una o
dos máquinas operando en la planta Josefa Camejo.
El PEP no debe ponerse fuera de servicio si la RESP está desconectada del SIN y no
existe regulación automática potencia-frecuencia en la planta Josefa Camejo.
Con la RESP aislada del SIN y aún con la regulación automática potencia-frecuencia
en Josefa Camejo (siendo además que estas máquinas son de respuesta lenta) es
conveniente limitar la producción eólica del PEP a la capacidad máxima de regulación
de la planta Josefa Camejo: 40MW en el caso de 2 generadores conectados y 20MW
en el caso de un solo generador conectado. En esta condición de operación debe
preverse una generación máxima en la planta Josefa Camejo que permita la
regulación hacia arriba (+20MW en cada generador), para permitir dicha regulación.
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X.2)
X.2.A)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN PERMANENTE
Conclusiones sobe los estudios de flujo de carga
1. Los resultados de FC indican que no existe la necesidad de incorporar compensación reactiva
adicional a la prevista en los propios aerogeneradores del PEP. El sistema no muestra
problemas de tensión en ninguna de las distintas condiciones de operación simuladas (siempre
que los cambiadores de tomas y los bancos de compensación existentes operen de forma
correcta) (Figura 18, Figura 19, Figura 25, Figura 26 y Figura 27).
2. Con relación a la RESP operando conectada al SIN y con el Parque Eólico Paraguaná operando:
Es importante resaltar que el sistema simulado se corresponde al del año 2011 que
contempla dos líneas en 115kV ISIRO-PF2 y un anillo con líneas dobles en 115kV en
la RESP (Figura 3, Figura 4 y Figura 5).
El sistema muestra un comportamiento adecuado (en cuanto a tensiones y cargas de
líneas y transformadores) para todos los casos de operación de RP que se han
considerado. Se han ejecutado un gran abanico de casos de alta, baja y media
generación eólica en el PEP combinándolos con casos de demandas máximas, medias
y mínimas.
El sistema puede operar dentro de los límites establecidos por los criterios
establecidos (normas y regulaciones nacionales e internacionales), siempre que los
sistemas de regulación de tensión actuales (cambiadores de tomas en los
transformadores y bancos de condensadores ya instalados) operen correctamente.
3. Con relación a la RESP operando aislada del SIN y con el Parque Eólico Paraguaná
operando (sin una máquina del IPP-GENEVAPCA):
Como ya se ha mencionado, el sistema tiene una baja capacidad de regulación de
potencia activa (frecuencia) y reactiva (voltajes).
El sistema se hace débil al perder la conexión con el SIN. EL NCC en la barra del PEP
pasa de 2025MVAcc a 1450MVAcc (cerca de un 30% menos).
Adicionalmente las máquinas de Josefa Camejo no son de respuesta rápida. Como se
ha dicho antes, la incorporación y operación del PEP hace imprescindible la
implementación de un sistema de control automático de potencia-frecuencia y de
potencia reactiva-voltaje en la planta Josefa Camejo. Sin estos sistemas de control no
es conveniente operar el Parque Eólico Paraguaná.
El comportamiento del sistema en RP es adecuado siempre que la planta Josefa
Camejo opere con dos (2) generadores en línea y con regulación automática en la
planta.
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En los casos que consideran un solo generador en la planta Josefa Camejo y la RESP
aislada del SIN (casos B.x.5 y B.x.7 en la Tabla 7) no son posibles a menos que se
limite la potencia del PEP (desconectando AGs) y/o se apliquen racionamiento de la
demanda (desconexión de cargas). En esta condición de funcionamiento, que se
podría considerar como una contingencia doble (RESP aislada del SIN y con un
generador en Josefa Camejo), se deberá desconectar el PEP de la red.
En los casos donde esté operativo solamente un generador en Josefa Camejo es
necesario conectar un generador del IPP (GENEVAPCA)
4. Las tensiones en la red de distribución interna del PEP (34,5kV) se mantienen en un rango de
entre el 98% y el 103% en los casos analizados. El comportamiento de la red interna del PEP
en todos los casos analizados es adecuado.
5. El rendimiento promedio del PEP es del 96,64% obteniéndose un mínimo de 95,7% y un
máximo de 97,53% (en los casos analizados). El rendimiento considera las pérdidas en los
transformadores de 0,69/34,5kV, cables y transformadores de potencia de 34,5/115kV de la
S/E PEP en todas las condiciones de operación analizadas.
X.2.B)
Conclusiones sobe los estudios de CC
1. El impacto del PEP sobre el NCC en la barra de 115kV de la S/E PEP es de un incremento del
20% de ( NCC = 336,85 MVA). El impacto del PEP sobre el NCC en la barra de 115kV de la
S/E JUDIBANA es de un incremento del 7,55% de ( NCC = 300 MVA).
2. Los valores anteriores se pueden considerar como el aporte máximo a los niveles de CC de la
RESP de los AGs del PEP. El incremento en los NCC debido al PEP se hace menos notable a
medida que se consideran barras más alejadas al parque. Es decir, el aporte a las corrientes
de CC del PEP es mucho menor a medida que se consideran alejadas eléctricamente del PEP.
X.2.C)
Conclusiones sobe el análisis de contingencias
1. Se debe resaltar la RESP modulada tiene el anillo doble terna en 115kV y dos líneas ISIROPUNTO FIJO II en 115kV. Bajo esta premisa las contingencias simples no generan problemas
muy graves al sistema.
2. Cualquier falla donde se produzca una pérdida de generación (Planta Centro, Josefa Camejo,
Punto Fijo I, etc.) son críticas. Las fallas donde se pierde la conexión al SIN también son
críticas.
3. El análisis muestra que lo que más se afecta ante cualquier contingencia son las tensiones de
la red. Esto indica que el sistema presenta debilidades en cuanto a los flujos de potencia
reactiva.
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4. La pérdida del PEP no produce mayores inconvenientes al sistema, siempre que actúe la
regulación potencia-frecuencia del SIN o de la planta Josefa Camejo (según sea el caso).
5. Es fundamental para realizar el análisis de contingencias definir el escenario o caso de base.
Usando los modelos desarrollados en DIGSILENT (entregables del proyecto) se puede analizar
cualquier otra condición deseada.
X.2.D)
Conclusiones sobe los estudios de flujo de carga armónico
1. No se observan incrementos significativos en los valores de distorsión armónica total de
tensiones (THDv) ante la incorporación del Parque Eólico Paraguaná. Adicionalmente los
valores de THDi y TDD obtenidos están dentro de los valores esperados.
2. En ninguno de los casos analizados se sobrepasan los límites de tensión efectiva y pico,
corriente, pérdidas y potencias reactivas máximas establecidas. Las solicitaciones sobre los
TRX del PEP son bajas debido al dimensionamiento de dichos transformadores y a los bajos
niveles de carga que tendrán en operación normal.
3. En la barra PF1 13,8kV, donde está conectado uno de los bancos de compensación capacitiva
(12MVAr) de la RESP se detectan valores THDv, THDi y TDD (>20%) altos porque existe una
resonancia en torno al 5to armónico. Esta resonancia puede verse claramente en la curva de
impedancia contra frecuencia en la Figura 80. Al ser este, un armónico característico de las
cargas no lineales más típicas se debe poner especial atención sobre dicho banco de
condensadores. En el caso de que exista una fuerte contaminación armónica con presencia de
5to armónico el banco de condensadores de PF1 podría presentar problemas de pérdida de
vida útil, mal funcionamiento y falla. Esta resonancia nada tiene que ver con la incorporación
del Parque Eólico Paraguaná.
X.3)
X.3.A)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE RÉGIMEN TRANSITORIO
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: fallas
1. El sistema es débil cuando NO EXISTE la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II. En muchos casos el
sistema es inestable en frecuencia y en tensiones, ante fallas en la red en esta condición de
operación. En los casos que NO EXISTE conexión ISIRO-PUNTO FIJO II es indispensable la
regulación automática de P-f en la planta Josefa Camejo.
2. El sistema es extremadamente débil cuando NO EXISTE la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II
y hay solamente una unidad (máquina) en Josefa Camejo.
3. Como es de esperar, los casos de generación eólica máxima y demanda máxima muestran ser
los más críticos en cuanto a la estabilidad de tensiones, especialmente con fallas en la Línea
JUDIBANA-PUNTO FIJO II (EVENTO 1) y en la Línea PUNTO FIJO IV-JOSEFA CAMEJO
(EVENTO 2).
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4. Las fallas ISIRO-PUNTO FIJO II con despeje de la línea así como la falla JUDIBANA-PEP (con
despeje de la línea) no son críticas con relación a la estabilidad de tensiones y frecuencia de la
RESP (siempre que se disponga de regulación automática en Josefa Camejo).
5. En todos los casos analizados el sistema es estable desde el punto de vista de los ángulos de
las máquinas.
X.3.B)
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: desconexión de AGs y del PEP
1. La desconexión del PEP o de parte del PEP no produce ninguna inestabilidad CUANDO EXISTE
la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II.
2. La desconexión del PEP o de parte del PEP afecta poco las tensiones (todos los casos cumplen
con el criterio de estabilidad de voltajes), aun cuando no existe la conexión ISIRO-PUNTO FIJO
II (Contingencia).
3. La desconexión del PEP o de parte del PEP produce inestabilidad de frecuencia cuando no
existe la conexión ISIRO-PUNTO FIJO II. Estos casos se pueden considerar como contingencia
doble.
X.3.C)
Conclusiones sobe los estudios de estabilidad: rampas de viento
1. En los casos de rampas de viento analizados no se presentan problemas de estabilidad de
ángulos, frecuencias o voltajes.
2. Como se ha determinado para todos los estudios de estabilidad anteriormente analizados, los
casos más críticos resultan ser los de la RESP desconectada del SIN. Esta situación es obvia
dado que en dicha condición el sistema es más débil y el control de frecuencia-voltaje lo hace
la planta Josefa Camejo, cuyo sistema de control debe ajustarse y optimizarse.
3. En general, las rampas de viento analizadas (cuatro tipos de eventos) no muestran mayor
impacto sobre el sistema.
X.4)
X.4.A)
CONCLUSIONES SOBRE LOS ESTUDIOS DE TEM
Conclusiones sobe los estudios STA sobre AGs
1. En el peor escenario se espera que 21 rayos/año impacten a los AGs del PEP. En la gran
mayoría de los casos, no causarán daño.
2. Se espera que, en el peor caso cada 10 años y en el mejor caso cada 16 años, ocurra una falla
en el Parque Eólico Paraguaná, debido a descargas atmosféricas.
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3. La corriente crítica, de 238kA, tiene una probabilidad de 0.5% de ser superada. El 99.5% de
los rayos que impacten en el PEP tendrán magnitudes de corriente inferiores a la crítica.
4. Considerando la falla de los TVSS como punto de daño del sistema, se tendría que trabajar con
una corriente crítica de 93kA. Esta corriente tiene una probabilidad de 5.43% de ser superada
(diez veces mayor que la anterior).
5. La tensión de elevación del plano de tierra es el parámetro que afecta directamente al sistema.
En este estudio se plantea el peor escenario que corresponde al valor más alto permitido por el
fabricante para este parámetro (10 ).
6. Comparando los valores calculados normalizados calculados con datos internacionales
(IEC61000-24) que indica tres (3) fallas al año por cada 100 AG instalados, se obtienen las
siguientes tasas de falla y de retorno para el caso del PEP:
Mejor y peor caso (valores normalizados del PEP para 100 AG):
o
TF=0.083 y TR=12 años
o
TF=0.138 y TR=7.2 años
0,007 fallas/año (<3.0)
0,019 fallas/año (<3.0)
Mejor y peor caso (valores normalizados del PEP para 100 AG) (considerando daño
de los TVSS):
o
TF=0.907 y TR=1.1 años
0,824 fallas/año(<3.0)
o
TF=1.5 y TR=0.67 años
2,239 fallas/año (<3.0)
7. Los valores obtenidos de Tasas de Retorno están dentro de los esperados para este tipo de
instalación, en todos los casos considerados.
8. Se deberá prestar especial atención a los siguientes aspectos:
La seguridad depende de los bajos valores de las resistencias de puesta a tierra. Esto
implica que dado que se trata de una zona corrosiva por contenido de sales disueltas
en el suelo, se deben maximizar las labores de revisión y mantenimiento previstos
sobre este componente del sistema.
X.4.B)
Conclusiones sobe los estudios STA sobre la S/E PEP
1. El fenómeno predominante por descargas atmosféricas es la descarga retroactiva, a pesar de
tener una baja probabilidad de ocurrencia (una salida cada 3 años, para el caso de la línea
más larga JUDIBANA-PEP).
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2. Se ha verificado la coordinación del aislamiento del lado de 115kV de la S/E PEP. El estudio
demuestra que la S/E está protegida contra descargas atmosféricas ocurridas en las líneas
próximas a la S/E PEP.
3. Las tasas de salida por falla de apantallamiento obtenidas son las siguientes:
Tasa de salida
TS = 0.401 salidas/año-100 km
Tasa de salida por línea (hacia la S/E JUDIBANA: 9 km)
TS = 0.036 salidas/año
Tasa de salida por línea (hacia la S/E LOS TAQUES: 1 km )
TS= 0.004 salidas/año
4. Las tasas de salida por descargas retroactivas obtenidas son las siguientes:
Tasa de salida
TS = 4.251 salidas/año-100 km
Hacia la S/E JUDIBANA: 9 km
Hacia la S/E LOS TAQUES: 1 km
TS = 0.382 salidas/año
TS = 0.042 salidas/año
5. El alto período de retorno obtenido (1250 años) se debe a los siguientes aspectos:
Valores bajos de las resistencias de puesta a tierra de las torres de las líneas y de
S/E. Se trata de una zona corrosiva por contenido de sales disueltas. Se deben
maximizar las labores de revisión y mantenimiento previstos sobre este componente
del sistema.
Los descargadores de ST a la entrada de la S/E y en el TRX de potencia tienen un
papel crucial en la protección de los equipos de la subestación. Su evaluación y
mantenimiento será determinante en la vida útil de los equipos en de la S/E.
X.4.C)
Conclusiones sobe los estudios STM
1. Las máximas sobre-tensiones (ST) y sobre-corrientes (SC) de maniobras obtenidas son:
ST de energización de líneas (línea JUDIBANA-PEP 115kV)
2,011 pu
ST de energización de transformadores (TRX de BP1 y BP2)
1,108 pu
SC de energización de transformadores (TRX de BP1 y BP2)
4,851 pu
ST de energización de alimentadores de los AGs
2,118 pu
SC de energización de alimentadores de los AGs
3,608 pu
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ST de conexión de los bancos de condensadores de los AGs
1,849 pu
SC de conexión de los bancos de condensadores de los AGs
3,688 pu
ST para fallas y despeje trifásico de fallas monofásicas
2.284 pu
Los valores obtenidos son bajos para estas maniobras y se atenúan de forma rápida.
Son valores perfectamente aceptables y no representan riesgos para el sistema.
2. Ninguna ST excede los valores de soporte (BSL) recomendados en cada uno de los niveles de
tensión estudiados (115kV, 34,5kV y 690V) en la S/E PEP.
3. Se sugiere, para evitar fallas y garantizar la coordinación de aislamiento, desde el punto de
vista de sobretensiones de maniobra en la S/E PEP tener en cuenta los siguientes aspectos:
Verificar que la tensión máxima de soporte de los cables a instalar en los
alimentadores de los grupos de AGs guarden concordancia con los presentados en la
Tabla 60 para 34,5kV.
Realizar un estudio de TRV (Voltaje Transitorio de Recuperación) asociado a los
interruptores a instalar a cada grupo aerogenerador – transformador de la S/E con el
fin de descartar la posibilidad de falla ante maniobras del sistema.
X.5)
RECOMENDACIONES
1. Se recomienda ampliamente continuar con el plan de instalación del sistema de regulación
automática en la planta Josefa Camejo así como reforzar la interconexión de la red eléctrica de
Paraguaná con el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El Parque Eólico Paraguaná puede
operar de forma correcta y aportar energía a la red siempre que la red tenga capacidad de
regulación, ya sea a través de la interconexión con el SIN o mediante la regulación automática
de la principal planta de la Red Eléctrica de Paraguaná.
2. Es muy común con el tipo de tecnología usada en el PEP la desconexión de los
aerogeneradores ante fallas y perturbaciones provenientes de la red eléctrica (Huecos de
Tensión). En Europa, EEUU y otros países existen regulaciones que impiden la desconexión de
los parques eólicos ante huecos de tensión, para evitar una perturbación mayor y problemas
de estabilidad en la red eléctrica. Existen soluciones técnicas para este problema que consisten
en conectar (ya sea en serie o en paralelo), entre la máquina eléctrica y el lado de BT del
transformador de cada aerogenerador un equipo que impide que el aerogenerador “vea” el
hueco de tensión y de esta forma que no se desconecte. Se recomienda ampliamente analizar
la posibilidad de instalar este equipamiento adicional en los aerogeneradores del PEP.
3. Debe tenerse especial cuidado con la fatiga mecánica que ocasionan los disparos de los
aerogeneradores (especialmente sobre la caja multiplicadora de los AGs). Algunos fabricantes
lo limitan a 3 disparos por año.
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4. Los TVSS son elementos que tienen un papel crucial en la protección de los generadores.
Sin embargo, por ser de BT, pueden manejar contenidos energéticos relativamente bajos.
En caso de que se presenten muchos daños a lo largo del tiempo, se recomienda
sustituirlos por los de mayor energía disponible en el mercado.
5. De los resultados obtenidos se concluye que el Parque Eólico Paraguaná no afecta de forma
significativa la contaminación armónica que pueda tener la RESP. Debido a la presencia de
bancos de compensación capacitiva así como la incorporación del PEP se recomiendo realizar
una campaña de medición de la contaminación armónica en la RESP. Con esta información se
deben repetir estos estudios y realizar las verificaciones pertinentes.
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XI)
EQUIPO DE TRABAJO
El grupo de trabajo vinculado a la realización de los estudios planteados es el siguiente:
NOMBRE
TÍTULOS
DEPENDENCIA
PAÍS
CARGO
Roberto Alves
Ing., M.Sc., PhD
FUNINDES-USB /
UGSIEP / DPTO. CTE
Venezuela
Coordinador e Ing. de
Proyecto
Santiago Arnaltes
Ing., PhD
UC3M
España
Asesor internacional
Cristóbal López
Ing., M. Sc.
EREDA
España
Asesor internacional
Gastón Pesse
Ing., M.Sc.
FUNINDES-USB /
UGSIEP
Venezuela
Asesor nacional / Ing. de
Proyecto
Luisa Salazar
Ing., Dip.
FUNINDES-USB /
UGSIEP / DPTO. TI
Venezuela
Ing. de Proyecto
Alexander Bueno
Ing. Ms.Sc.
FUNINDES-USB /
UGSIEP / DPTO. CTE
Venezuela
Ing. de Proyecto
Miguel Martínez
Ing., M.Sc., PhD
FUNINDES-USB /
DPTO. CTE
Venezuela
Ing. de Proyecto
Miguel Montilla
Ing., M.Sc.
UC3M
España
Ing. de Proyecto
Walter Marino
Lic., M.Sc.
FUNINDES-USB
Venezuela
Planificador
Héctor Toledo
Ing.
FUNINDES-USB /
UGSIEP
Venezuela
Ing. de Proyecto
Francisco Chacón
Ing.
FUNINDES-USB /
UGSIEP
Venezuela
Ing. de Proyecto
Sonia Borrás
Lic., Dip.
FUNINDES-USB
Venezuela
Asistente / Planificación
Zulay López
Lic.
FUNINDES-USB /
UGSIEP
Venezuela
Asistente / Secretaria
Santiago Camejo
Asistente
FUNINDES-USB
Venezuela
Asistente Ingeniería
En la realización de los estudios, fundamentalmente en la etapa inicial de recolección de datos e
información, así como en la verificación de algunos de los modelos usados y también en la evaluación
y discusión de los resultados preliminares han participado:
Ing. Emil Chirinos de CADAFE/CORPOELEC (Paraguaná)
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Ing. Esteban Zárraga de CADAFE/CORPOELEC (Paraguaná)
Ing. Verónica Ponce de CADAFE/CORPELEC (Caracas)
Ing. Gilberto Barreto de FUNDELEC (Caracas)
Ing. Elena Caraballo de FUNDELEC (Caracas)
Adicionalmente se debe mencionar y agradecer la ayuda y colaboración que ha prestado el equipo
técnico de trabajo de PDVSA-CRP, responsables del Proyecto Parque Eólico Paraguaná:
Ing. José Piña
Ing. Denny Rodríguez
Ing. Luis Rodríguez
Ing. Aly González
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XII) DOCUMENTOS Y ARHIVOS ANEXOS (ENTREGABLES DEL PROYECTO)
1.
Base de Datos (parámetros del sistema):
BD_RESP_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Modelo_AG-MADE-AE61.doc (y versión en pdf)
2.
Estimación de la demanda:
Demanda_Falcon_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
3.
Diagramas unifilares:
Unifilar_Paraguana_sin PEP_UGSIEP.dwg (y versión en pdf)
Unifilar_Paraguana_con PEP_UGSIEP.dwg (y versión en pdf)
Unifilar PEP_UGSIEP.dwg (y versión en pdf)
Unifilar_PEP_REDUCIDO.dwg (y versión en pdf)
4.
Estudio de la Relación de CC
Estudio_RCC_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
5.
Casos de estudio:
Casos_de_Estudio_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
6.
Estimación de la producción eólica:
Viento_Generacion_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
7.
Estudio de Penetración Eólica:
Estudio_Penetracion_Eolica_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
8.
Estudios de RP: Flujo de Carga (FC)
Resultados_FC_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
9.
Estudios de RP: Contingencias
Resultados_CONT_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
10. Estudios de RP: Cortocircuito (CC)
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Resultados_CC_RESP_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_CC_PEP.xls (y versión en pdf)
11. Estudios de RP: Flujo de Carga Armónico (FCA)
Resultados_FCA_CASOS_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_THDv_A_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_THDv_B_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_THDi_A_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_THDi_B_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_SOLIC_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
Resultados_FCA_RESUMEN_UGSIEP.xls (y versión en pdf)
12. Estudio de Régimen Transitorio:
Resultados_ET_UGSIEP_Tabla-1.xls (y versión en pdf)
Resultados_ET_UGSIEP_Tabla-2.xls (y versión en pdf)
Resultados_ET_UGSIEP_Tabla-3.xls (y versión en pdf)
13. Estudios de Transitorios Electromagnéticos:
Caso1PEP.acp (archivo/base de datos del EMTP/ATP, versión ATPDRAW, STA)
Caso2PEP.acp (archivo/base de datos del EMTP/ATP, versión ATPDRAW, STA)
Caso3PEP.acp (archivo/base de datos del EMTP/ATP, versión ATPDRAW, STA)
PEPBASE.IN (archivo/base de datos del EMTP/ATP, STM)
14. Presentaciones:
PEP-PDVSA_informe_presentacion.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_FC.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_CONT.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_CC.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_FCA.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_ET.pdf
PEP-PDVSA_informe_presentacion_TEM.pdf
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PEP-PDVSA_informe_presentacion_CC.pdf
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XIII) REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
UGSIEP/FUNINDES-USBS. Memoria de Cálculo del Proyecto: ESTUDIO DE IMPACTO DEL
PARQUE EÓLICO PARAGUANÁ SOBRE LA RED ELÉCTRICA DEL SISTEMA PARAGUANÁ.
Agosto 2010.
[2]
Rodríguez-Amenedo, J.L.,
Arnaltes, S., Burgos-Díaz, J.C.; Sistemas Eólicos de
Producción de Energía Eléctrica. ISBN: 84-7207-139-1, Editorial Rueda, S.L., Madrid
2003.
[3]
Acosta, M., Alves, R.; Large Scale Wind Power Integration into Power Networks Using
SVS and Series Reactance. The World Scientific and Engineering Academy and Society,
Proc. of the 5th WSEAS/IASME Int. Conf. on Electric Power Systems, High Voltages,
Electric Machines, ISSN: 1790-5117, ISBN: 960-8457-39-4, Tenerife, Spain, December
16-18, 2005. Vol 1, pp496-502.
[4]
Acosta, M; Alves, R.; Large Scale Wind Power Integration into Power Networks Using
SVS and Series Reactance. WSEAS (World Scientific and Engineering Academy and
Society). Transactions on Power Systems 2006. ISSN: 1790-5060, Vol. 1, (pp408-414).
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Rodríguez-Amenedo, J. L., Alves, R., Arnaltes, S., Ríos, A.; Improving Voltage Stability in
a Wind Farm by using SVC (or Wind park reactive compensation with variable speed
wind turbines). Proc. of the European Wind Energy Conference – EWEA 2004
(http://www.ewea.org/), Wembley Conference & Exhibition Centre, 22-25 November,
2004, London, UK. Vol. 1, pp001-007.
[6]
Alberto Ríos Villacorta; Continuidad de Suministro de Parques Eólicos ante Huecos de
Tensión. Universidad Carlos III de Madrid, España, (249), 2007.
[7]
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del sur. REE, TIE/01/003/J4023, Madrid, España, (46) 2001.
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Tomas Petru. Modeling of Wind Turbines for Power System Studies. Universidad
Tecnológica de Chalmers, Suiza, (70), 2001.
[9]
D. García García, M.P. Comech, M. Sanz, J.B. Arroyo, M. García-Gracia. Study of wind
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[10] M. P. Comech, D. García García, M. García-Gracia. Estudio de la conexión de parques
eólicos a la red, Energía, no. 177, Marzo-Abril 2004, pp. 113-117.
[11] IEEE 998. “IEEE Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substation”.
Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES-USB
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Noviembre 1997.
[17] IEEE Std. 1243. “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Transmission
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edition, Mc Graw Hill, 2010
[19] IEEE PES Switching Transients Task Force 15.08.09.03, “Modeling Guidelines for
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[20] Working group of the surge protective devices committee, “IEEE PC62.82.1 /D54 Draft
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Practice for Harmonics Control in Electric Power Systems. IEEE Inc. New York 1993
[23] IEEE-519, “Guide for Applying Harmonic Limits on Power Systems”. Harmonics Working
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[24] COVENIN “Control de armónicos en sistemas eléctricos”. Fondonorma 3842-2004.
Caracas, 2004.
[25] IEEE Std. 18-1992. Institute of Electrical and Electronics Engineers. Standard for Shunt
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[26] ANSI/IEEE C57.110-1986. IEEE Recommended Practice for Establishing Transformer
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Coordinador: Prof. Dr. Roberto Alves ([email protected]), UGSIEP/FUNINDES-USB
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